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Zur Erfüllung seiner Aufgaben wird der Verband die wirtschafts-, und rechtspolitischen Rahmenbedingungen der Energie- und Wasserwirtschaft mitgestalten und die Belange der Energie- und Wasserwirtschaft aktiv bei allen relevanten gesellschaftlichen Gruppen vertreten, die Öffentlichkeit über die Energie- und Wasserwirtschaft und ihre gesellschaftliche und volkswirtschaftliche Bedeutung informieren, die Mitglieder in einschlägigen politischen, wirtschaftlichen, rechtlichen, technisch-wirtschaftlichen sowie umweltrelevanten Fragen beraten und unterstützen, den Erfahrungsaustausch auf dem Gebiet der Energie- und Wasserwirtschaft auf nationaler, europäischer und internationaler Ebene fördern und gestalten, die Zusammenarbeit innerhalb der Energie- und Wasserwirtschaft sowie mit der übrigen Wirtschaft fördern, die Sicherheit, Qualität und rationelle Gestaltung der Energie- und Wasserwirtschaft fördern, Gremien einrichten, um Branchenpositionen zu entwickeln, Fachwissen der Branche bündeln und zur fachlichen Beratung von Politik und öffentlichen Institutionen einsetzen. 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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","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung","shortTitle":"KVBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kvbg"},{"title":"Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung und zur Änderung weiterer Gesetze","shortTitle":"KohleAusG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kohleausg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"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"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006404","title":"Verbesserungen bei den gesetzlichen Regelungen im Ergebnis der Analysen und Berichte des BMWK nach § 48 MsbG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das Positionspapier zeigt zum einen das Engagement der Branche während des gesamten und andauernden Prozesses der Berichterstellung auf und gibt einen Überblick über die wirtschaftlichen sowie praktischen Herausforderungen des Smart-Meter Rollouts. 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Für den Themenblock „Zusatzleistungen“ ist aufgrund des Umfangs ein separates Themenpapier geplant.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Datenkommunikation in intelligenten Energienetzen","shortTitle":"MessbG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/messbg"}],"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_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006405","title":"Hinweise zum Green Paper Transformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze als Grundlage für Änderungen im Rechtsrahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt, dass das BMWK das Erfordernis für die Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für Gas- und Wasserstoffverteilernetze anerkennt und wichtige von der Branche adressierte Themen aufgreift. 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_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_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_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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. Nach einer gründlichen Prüfung des bestehenden (Finanzmarkt-)Regulierungsrahmens, unter Berücksichtigung der während der Krise gemachten Beobachtungen und einer quantitativen Analyse, ergeben sich sieben politische Empfehlungen, denen sich der BDEW anschließt. ","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_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"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\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006408","title":"Vorschläge für notwendige 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. Das sind: Verlängerung der Geltungsdauer des aktuellen KWKG bis 2030, sprich rechtssichere Auslegung der im Rahmen der Vorbescheid-Regelung avisierten Laufzeit bis Ende 2029; Anpassung der Höchstsätze für EU-Einzelfallnotifizierung auf neue Obergrenze der Allgemeinen Gruppenfreistellungsverordnung (AGVO) von 50 Mio. Euro; Anpassungen der Fristen an die zunehmende Komplexität für Errichtung und Inbetriebnahme von KWK-Anlagen und Wärme-/Kältenetzen. ","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_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"},{"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_RP_CITY","de":"Stadtentwicklung","en":"Urban development"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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_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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006410","title":"Vorschläge zur Ausgestaltung ökologischer Mindeststandards für 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_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_AF_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Landwirtschaft und Ernährung\"","en":"Other in the field of \"Agriculture and food\""},{"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_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_RP_COUNTRYSIDE","de":"Ländlicher Raum","en":"Rural area"}]},{"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_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_AUTOMOBILE","de":"Straßenverkehr","en":"Road traffic"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_LAW_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Recht\"","en":"Other in the field of \"Law\""},{"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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006413","title":"Ergänzung des § 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_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":"RV0008179","title":"Vorschläge zur Einbeziehung aller Wärmeversorgungsoptionen (Wasserstoff) im Rahmen der Wärmewende","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, dies 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_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_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_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_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"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_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0008181","title":"Vorschläge zur Netzplanung im Rahmen der Systementwicklungsstrategie (SES)","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_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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010697","title":"Hinweise zur Umsetzung und Einführung der 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_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_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010849","title":"Ergänzungsvorschläge für das 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_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_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"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"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010850","title":"Vorschläge zur 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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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_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":"RV0010862","title":"Forderungen zum 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_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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"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_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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010925","title":"Schaffung von 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_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"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_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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"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_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":"RV0010927","title":"Vorschläge zum Bürokratieabbau in der Energie- und Wasserwirtschaft","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"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_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011131","title":"Einschätzung und Verbesserungsvorschläge 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_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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"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_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_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":"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_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_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"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"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011341","title":"Vorschläge zur 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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011342","title":"Vorschläge zur 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_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_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"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011343","title":"Vorschläge zur 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_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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011345","title":"Vorschläge zur 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_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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"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_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_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_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"}]},{"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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"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_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_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011349","title":"Vorschläge zur 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_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_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_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"}]},{"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"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\""}]},{"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_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_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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"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\""}]},{"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_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_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":"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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"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_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":"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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"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_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"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\""},{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_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_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_RP_CITY","de":"Stadtentwicklung","en":"Urban development"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011491","title":"Vorschläge zur Vermeidung von Zusatzbelastungen und Kopplungungsbegrenzung der Fernsteuerbarkeit von EEG-Anlagen an steuerbare Verbrauchseinrichtungen","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_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_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":"RV0011492","title":"Vorschläge zur nationalen 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 macht Vorschläge zu den Anforderungen an die nationale KI-Aufsichtsstruktur aus Sicht der Energiewirtschaft.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011493","title":"Vorschläge zum 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_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011588","title":"Änderungsvorschläge zum delegierten 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_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\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011743","title":"Änderungsvorschläge 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_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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011745","title":"Vorschläge für 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_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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011746","title":"Vorschläge zum Anpassungsgesetz Treibhausgas-Emissionshandelsgesetzes an die geänderte 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_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"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_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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011750","title":"Änderungshinweise zum 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_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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"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"}]},{"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"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":"RV0011753","title":"Änderungsvorschläge zum Gesetzentwurf 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":"Der BDEW unterstützt die Neuregelungen zur Erleichterung bei der E-Mobilität und fordert Nachbesserungen beim bidirektionalen Laden (V2G). Der Verband setzt sich für um-fassende Steuerbegünstigungen für Strom aus Klärgas und Klärschlamm ein und fordert weiteren Bürokratieabbau sowie die Vermeidung neuer Bürokratie durch das Gesetz.","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_LAW_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Recht\"","en":"Other in the field of \"Law\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011754","title":"Änderungsvorschläge zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert Nachbesserungen am Gesetzentwurf zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413. Der Verband lehnt zusätzliche Hürden wie UVP-Pflichten für große Solaranlagen, pauschale Ausschlüsse von Flächen und Abschaltungen ab. 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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_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_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_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_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":"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_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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_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_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. 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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_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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011762","title":"Änderungsvorschläge 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. 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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":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen","shortTitle":"EDL-G","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/edl-g"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"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_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"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"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_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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"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_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_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":"RV0011768","title":"Änderungen im Referentenentwurf zur Technische Anleitung zum Schutz gegen Lärm ","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_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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011769","title":"Änderungen und Ergänzungen zum Grünbuch Transformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze","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_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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011770","title":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung der Carbon Management Strategie (CMS)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert, bei der Ausgestaltung der Carbon Management Strategie den Vorrang der Emissionsvermeidung und den Ausbau natürlicher Senken sicherzustellen. Der Ver-band lehnt die unterirdische Onshore-Speicherung ab und setzt sich für den umfassen-den Schutz der Wasserressourcen ein.","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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011771","title":"Ergänzungsvorschläge zur Nationalen Hafenstrategie der Bundesregierung für See- und Binnenhäfen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert bessere Rahmenbedingungen in der Nationalen Hafenstrategie für den Ausbau von Offshore-Energie-Hubs. Der Verband setzt sich für mehr spezialisierte Hafenflächen mit ausreichender Größe und leistungsfähiger Infrastruktur für die Anbindung und Logistik der Offshore-Windenergie 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_TRANSPORTATION_FREIGHT_TRANSPORT","de":"Güterverkehr","en":"Freight transportation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_AF_AQUACULTURE","de":"Fischerei/Aquakultur","en":"Fishery/aquaculture"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012007","title":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung der Nachhaltigkeitsberichterstattungspflicht nach CSRD","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine praxisgerechte Ausgestaltung der Berichterstattungspflichten nach der CSRD. Der Verband setzt sich für vereinfachte Anforderungen, verhältnismäßige Bürokratiebelastung und passge-naue Unterstützungsangebote für Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft ein.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"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_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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012024","title":"Vorschläge für rechtliche Vorgaben zur Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert Anpassungen der regulatorischen Vorgaben für den Mobilfunkausbau, um die Mitnutzung passiver Mobilfunkinfrastruktur durch Mobilfunknetzbetreiber deutlich zu erhöhen. Dazu sollen Transparenzpflichten für Suchkreise und Ausbaupläne ein-geführt, Ablehnungen von Infrastrukturangeboten begründungspflichtig gemacht sowie kleinteiligere Versorgungsauflagen festgelegt werden. Zudem fordert der BDEW die Einführung eines Prüfgebots für bestehende Infrastrukturen und eine stärkere Einbindung kommunaler Behörden, um unnötigen Neubau zu vermeiden und den flächendeckenden Ausbau effizienter zu gestalten.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012025","title":"Änderungsvorschläge zu Regelungen naturschutzfachlicher Mindestkriterien bei PV-Freiflächenanlagen im EEG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine gesetzliche Klarstellung und Präzisierung der naturschutzfachlichen Mindestkriterien für PV-Freiflächenanlagen im EEG. Dabei sollen insbesondere die Prüf- und Nachweispflichten klarer geregelt, die Prüfzuständigkeit von Netzbetreibern auf Fachbehörden übertragen, Nachweiszeiträume verkürzt sowie die Sanktionierung nach § 52 EEG 2023 praktikabler ausgestaltet werden. Ferner fordert der BDEW die Vermeidung von Widersprüchen zwischen EEG-Vorgaben und bau- sowie naturschutzrechtlichen Vorgaben, eine Entlastung der Netzbetreiber sowie bundeseinheitliche Eigenerklärungsformulare für Anlagenbetreiber.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_RP_COUNTRYSIDE","de":"Ländlicher Raum","en":"Rural area"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012212","title":"Umsetzungsvorschläge für das Strommarktdesign der Zukunft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine Anpassung des Strommarktdesigns, um die Förderung erneuerbarer Energien und die Ausgestaltung des Kapazitätsmarkts investitionsfreundlich, planungssicher und praxistauglich auszugestalten. Der BDEW setzt sich dafür ein, die Komplexität der Regelungen zu reduzieren und macht konkrete Umsetzungsmaßnahmen für ein zukunftsfähiges Strommarktdesign.\r\n","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"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\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012741","title":"Vorschläge 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_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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"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"}]},{"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012743","title":"Forderungen bei der rechtlichen 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_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_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012766","title":"Änderungsvorschläge zur 1. TK-Mindestversorgungsänderungsverordnung der BNetzA","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine Überprüfung der geplanten Erhöhung der Mindestbandbreiten in der 1. TK-Mindestversorgungsänderungsverordnung. Der BDEW lehnt die Anhebung der Mindestvorgaben ohne belastbare Studienlage ab und warnt vor negativen Effekten auf den Glasfaserausbau, insbesondere durch zusätzliche Kostensteigerungen und Verzögerungen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"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"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013093","title":"Änderungsvorschläge zum Gesetz zur Umsetzung der EU-EE-Richtlinie für Zulassungsverfahren nach dem Wasserhaushaltsgesetz und Bundeswasserstraßengesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine 1:1 Umsetzung der EU-Erneuerbare-Energien-Richtlinie in das Wasserhaushaltsgesetz und das Bundeswasserstraßengesetz. Der BDEW lehnt nationale Verschärfungen ab und setzt sich für digitalisierte, effiziente und beschleunigte Zulassungsverfahren bei Netz-, Speicher- und Energieinfrastrukturprojekten ein.","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_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":"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"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_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":"RV0013335","title":"Änderungsvorschläge für Fachgesetze zur Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren für den Stromverteilnetzausbau","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert umfassende Änderungen des EnWG und weiterer Fachgesetze, um die Planungs- und Genehmigungsverfahren für den Ausbau der Stromverteilernetze zu beschleunigen. Ziel ist eine Ausweitung der RED III-Regelungen auf Verteilernetze, die Flexibilisierung von Planfeststellungs- und Anzeigeverfahren, die Einführung von Bagatellregelungen, Klarstellungen zur Umweltverträglichkeitsprüfung und zur Raumverträglichkeitsprüfung sowie die Erleichterung der Besitzeinweisungsverfahren. Zudem fordert der BDEW eine Stärkung der Rolle von Projektmanagern, eine Vorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage im Verfahren und Erleichterungen bei Ausgleichs- und Er-satzmaßnahmen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"},{"title":"Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz","shortTitle":"NABEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"},{"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_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"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013336","title":"Vorschläge zur Stärkung des Wettbewerbs und der Transparenz im Fernwärmemarkt ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine sozialverträgliche Ausgestaltung der Wärmewende mit ho-her Akzeptanz in der Bevölkerung ein. Der BDEW fordert die Stärkung der Transparenz im Fernwärmemarkt, u.a. durch die Preistransparenz-Plattform für Wärmenetze, und fordert, Wettbewerbsregeln so auszugestalten, dass sowohl Klimaziele als auch wirtschaftliche Zumutbarkeit gewährleistet bleiben.","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":"Vorschläge zur Umsetzung der RED III im Wasserrecht unter Berücksichtigung des Trinkwasser- und Ressourcenschutzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine 1:1 Umsetzung der RED III in nationales Wasserrecht. Der BDEW lehnt nationale Verschärfungen ab und fordert, den Schutz der Wasserressourcen in aus-gewiesenen Trinkwassereinzugs- und Wasserschutzgebieten sicherzustellen. Zudem fordert der BDEW eine bundesgesetzliche Verfahrensvereinheitlichung.","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_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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013473","title":"Ergänzungsvorschläge zur Anpassungsstrategie der Bundesregierung an den Klimawandel im Bereich Wasserwirtschaft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine Konkretisierung der deutschen Anpassungsstrategie an den Klimawandel mit klaren Priorisierungen zugunsten der öffentlichen Trinkwasserversorgung, einer Ausweitung von Finanzierungskonzepten, einer erweiterten Herstellerverantwortung, der Überprüfung und Harmonisierung der Wasserentnahmeentgelte sowie der Einführung transparenter Prognose- und Priorisierungsmechanismen für Wasserentnahmen. Zudem fordert der BDEW Beschleunigungen beim Bau von Wasserinfrastrukturen und eine Verbesserung der Datenlage zur Wassernutzung, um die Versorgungssicherheit auch unter Klimawandelbedingungen sicherzustellen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Bundes-Klimaanpassungsgesetz","shortTitle":"KAnG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kang"}],"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013474","title":"Ergänzungsvorschläge zur Umsetzung des Kraftwerkssicherheitsgesetzes ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine zügige und rechtssichere Umsetzung des Kraftwerkssicherheitsgesetzes einschließlich eines fristgerechten Ausschreibungsbeginns. Der Verband setzt sich für die zügige Finalisierung und Umsetzung der Ausschreibungen ein und dafür, das KWSG mit weiteren Maßnahmen für den notwendigen Aufbau an geeigneten steuerbaren Erzeugungsanlagen zu flankieren.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_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":"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_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":"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_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_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":"RV0013477","title":"Festlegung der Preise und Bedingungen für den Zugang Dritter zum geförderten Gigabitnetz auf Vorleistungsebene","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert, bei der Festlegung der Preise und Bedingungen für den Zugang Dritter zum geförderten Gigabitnetz auf Vorleistungsebene wirtschaftlich tragfähige und investitionsfreundliche Rahmenbedingungen sicherzustellen. Der Verband setzt sich dafür ein, dass bei der endgültigen Ausgestaltung der Preisfestlegungen auch die Positionen der betroffenen Marktakteure berücksichtigt werden.","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_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":"Regelungsvorschläge zum Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert klare rechtliche Rahmenbedingungen für den Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und Offshore-Netzanbindungssystemen. Der Verband setzt sich für Lösungen ein, die Planungssicherheit für Betreiber schaffen, regulatorische Komplexität reduzieren und abgestimmte Vorgaben für Nachnutzungs- und Weiterbetriebskonzepte vorsehen.","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_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":"RV0013946","title":"Vorschläge für die Umsetzung europäischer Vorgaben zur Transformationsplanung für Gas- und Wasserstoffverteilernetze in das Energiewirtschaftsgesetz ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich dafür ein, dass die Verteilnetzbetreiber alle zwei Jahre Transformationspläne erstellen, diese bei der Regulierungsbehörde vorlegen, wobei die Möglichkeit besteht Pläne regional zu bündeln.  Die Verteilnetzbetreiber sollen zur Zusammenarbeit bei der Erstellung der Pläne verpflichtet werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_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":"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_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":"RV0013950","title":"Änderungsvorschläge zum Delegierten Rechtsakt der EU zur Bewertungsmethodik von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert bei der Überarbeitung des Delegierten Rechtsakts zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe einen pragmatischen Ansatz entlang der gesamten Wertschöpfungskette für kohlenstoffarmen Wasserstoff. Der Verband setzt sich für Anpassungen bei den Vorgaben zu Additionalität und zeitlicher Korrelation beim Strombezug ein, um Projekte rechtssicher und effizient umsetzen zu können.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013951","title":"Änderungsvorschläge 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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"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_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_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013953","title":"Ergänzungsvorschläge zur Systemstabilität bei hoher PV-Einspeisung und Vermeidung von Mittagsspitzen ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert regulatorische Maßnahmen zur Sicherung der Systemstabilität bei hoher Photovoltaikeinspeisung. Der Verband setzt sich dafür ein, Mittagsspitzen steuer-bar zu gestalten, Frequenzstabilität zu gewährleisten und Engpässe bei hoher Einspeisung auch unabhängig vom Netzausbau präventiv zu vermeiden.","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_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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013954","title":"Änderung des § 35e EnWG zur Anpassung der Gasspeicherumlage an europäische Vorgaben","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":"Der BDEW unterstützt die Anpassung des § 35e EnWG, wonach die Erhebung der Gasspeicherumlage künftig nur noch auf inländische RLM- und SLP-Entnahmestellen begrenzt wird. Dabei fordert der BDEW, die Befreiung von Gasspeichern und Speicheranschlusspunkten ausdrücklich gesetzlich klarzustellen. Er weist zugleich auf mögliche Preissteigerungen für Letztverbraucher hin und fordert stabile rechtliche Rahmenbedingungen bis zum Auslaufen der Speicherumlage gemäß § 35a ff. EnWG, um Planungssi-cherheit für Marktakteure zu gewährleisten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013955","title":"Änderungsvorschläge zur Novellierung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW fordert, dass die Änderung einer Preisanpassungsklausel für sämtliche Fälle, in denen die Änderung einer unwirksam gewordenen Klausel notwendig ist, durch öffentliche Bekanntgabe rechtssicher wieder zu ermöglichen. Ferner sollten kundenseitige Vertragsanpassungsrechte europarechtskonform 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_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"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013956","title":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung der Neuen Energie-Agenda der CDU/CSU-Bundestagsfraktion","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die Zielsetzungen der Neuen Energie-Agenda der CDU/CSU-Bundestagsfraktion zur Stärkung der Versorgungssicherheit, zur Einführung eines Kapazitätsmarktes, zur Nutzung aller klimaneutralen Gase und zum verstärkten Ausbau erneuerbarer Energien. Der Verband setzt sich für Systemdienlichkeit, Kosteneffizienz und Digitalisierung ein und lehnt eine Teilung der Stromgebotszonen sowie den Rückbau des Gasnetzes ab.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013957","title":"Änderungsvorschläge zur Überarbeitung des EU-Rechtsrahmens zur Energieversorgungssicherheit im Rahmen des Fitness Checks ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert bei der Überarbeitung des EU-Rechtsrahmens zur Energieversorgungssicherheit im Rahmen des Fitness Checks Anpassungen zur Stärkung von Wirksamkeit, Effizienz, Kohärenz und Resilienz der europäischen Energiesysteme. Der Ver-band setzt sich für klare, investitionsfreundliche und praxisnahe Vorgaben zur Stärkung der Versorgungssicherheit und Systemstabilität ein.","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":"RV0014208","title":"Hinweise zum Regelungsvorschlag zur Steuerung der Windenergie an Land","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert bei der Steuerung der Windenergie an Land eine ausgewogene Regelung, die Planungs- und Investitionssicherheit gewährleistet, Akzeptanz fördert und unnötigen Mehraufwand für Projektierer und Kommunen vermeidet. Der Verband setzt sich dafür ein, dass das übergeordnete Interesse am weiteren Ausbau der Windenergie nicht eingeschränkt wird.","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_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_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":"RV0014211","title":"Regelungsvorschläge zur Stärkung des Heimatmarkts für Elektromobilität in Deutschland und der EU ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Stärkung des Heimatmarkts für Elektromobilität als Grundlage für Wertschöpfung, Innovation und Wettbewerbsfähigkeit. Der Verband setzt sich dafür ein, regulatorische Rahmenbedingungen so auszugestalten, dass Unternehmen der Ladeinfrastruktur und Energiewirtschaft Investitionssicherheit erhalten und international wettbewerbsfähige Produkte und Dienstleistungen entwickeln können.","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014311","title":"Ergänzungsvorschläge zur Stärkung der Rolle von Importeuren und Midstreamern im Transformationsprozess Gas und Wasserstoff","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert, die marktragende Rolle von Importeuren und Midstreamern im deutschen Gasmarkt stärker zu berücksichtigen. Der Verband setzt sich dafür ein, die Funktionen der Midstreamer in Beschaffung, Portfolio-Aufbau, Fristentransformation und Produktstrukturierung marktwirtschaftlich auszugestalten und für den Aufbau eines Wasserstoffmarktes zu erhalten.","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":"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_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"}]},{"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_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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014314","title":"Änderungsvorschläge zum Gesetzentwurf für mehr Steuerung und Akzeptanz beim Windenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die Zielsetzungen des Gesetzentwurfs zur Stärkung der Akzeptanz beim Windenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus. Der Verband setzt sich dafür ein, rechtliche Regelungen so auszugestalten, dass erneuerbare Stromerzeugung und Wohnungsbau in Einklang gebracht werden und Akzeptanz für den Ausbau erneuerbarer Energien gefördert wird.","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_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"},{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"}]},{"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_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"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"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_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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014739","title":"Regelungsvorschläge zur nachhaltigen Wasserpolitik in der 21. Legislaturperiode","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert für die 21. Legislaturperiode eine nachhaltige Ausgestaltung der Wasserpolitik. Der Verband setzt sich für die Umsetzung des Vorsorge- und Verursacherprinzips, die Berücksichtigung der Klimawandelfolgen sowie für eine zügige nationale Umsetzung der Herstellerverantwortung in der Kommunalen Abwasserrichtlinie ein.","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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"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_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":"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_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_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_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"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_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"}]},{"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_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"}]},{"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_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_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"}]},{"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"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_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_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable 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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015015","title":"Regelungsvorschläge zur Anpassung der nationalen Gasspeicherfüllstandsvorgaben","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine Flexibilisierung der nationalen Gasspeicherfüllstandsvorgaben durch Absenkung der Füllstandsziele, insbesondere zum 1.11.2025 von 90 % auf 80 %. Der Verband setzt sich dafür ein, das Füllstandsziel zum 1.2. beizubehalten, Zwischen-ziele und Befüllungspfade jedoch zu streichen, um Versorgungssicherheit wirtschaftlich und marktgerecht abzusichern.","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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"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_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_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_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"}]},{"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_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_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015838","title":"Anpassungen der Stombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aus Sicht des BDEW sind vor allem die im Rechtsakt enthaltenen strengen Strombezugskriterien zu eng gefasst. Sie bremsen den Wasserstoffhochlauf aus, da sie den Preis stark in die Höhe treiben, somit die Produktionsvolumen begrenzen und dies, ohne einen Mehrwert durch die Minderung von CO2-Emissionen bzw. Durch den EE-Ausbau zu erzeugen. Ebenso sind die aktuellen Kriterien international nur schwer anschlussfähig. Eine flexiblere Handhabung der Strombezugskriterien würde die Wasserstoffproduktion wirtschaftlicher gestalten, die Netzstabilität verbessern, den Einsatz von Überschussstrom ermöglichen und die Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands und Europas sichern. ","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":"RV0015839","title":"Regelungsvorschläge zur Sicherung und Diversifizierung der Gasversorgung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert den Erhalt marktwirtschaftlicher Mechanismen in der Gasversorgung, insbesondere die Fortführung des Riskwarehousing der Gashändler. nein, er möchte die Unterstützung der Bundesregoerung im Rahmen von Energiepartnerschaften für den Auf-bau langfristiger Lieferbeziehungen, ein Commitment zu Erdgas als Brückentechnologie sowie für den Abbau regulatorischer Hürden wie der Methanemissionsverordnung ein.","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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015840","title":"BDEW-Vorschläge zur praxistauglichen Umsetzung der GasVO Art 18 in nationales Recht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Gas-VO muss bis zum Juli 2025 in den Mitgliedsstaaten umgesetzt werden. Bisher ist noch unklar, wie die BNetzA plant Art. 18 Gas-VO umzusetzen, daher erarbeitet der BDEW Kriterien/Voraussetzungen für einen praxistauglichen Prozess, der sich in der Umsetzung niederschlägt. ","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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015841","title":"Änderungs- und Regelungsvorschläge des BDEW zur EnWG Novelle 2025 Strom","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Zur geplanten EnWG-Novelle, Bereich Strom, setzt sich der BDEW für schlanke Regelungen unter Verzicht auf Detailregelungen und Wahrung unternehmerischer Freiräume ein. Dies gilt insbesondere für die Vorgaben zur Beschleunigung des Netzanschlusses deren Entwürfe in der EnWG-Novelle 2024 bereits enthalten waren. Weitere administrative Belastungen sollten vermieden 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_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"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015842","title":"Anpassungsvorschläge zur EU-Gasspeicher-Verordnung ((EU) 2022/1032)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die EU-Kommission schlägt eine Verlängerung der aktuell geltenden Regelungen zur Gasspeicherbefüllung vor. Der BDEW sieht es nun in den Verhandlungen für wichtig an, dass marktgerechte Vorgaben Einzug finden. Die gegenwärtigen Regelungen der EU-Gasspeicher-Verordnung geben ein verbindliches Befüllungsziel vor, das von den Mitgliedstaaten zu erfüllen ist. Dies ist eine Marktintervention, die zu Fehlanreizen und Marktverzerrungen führt. Mit dem simplen Vorschlag einer 1:1-Verlängerung hat die Europäische Kommission es versäumt, ein wichtiges Signal der Entspannung an die Märkte zu senden. Sowohl für die Umsetzung der noch geltenden EU-Gasspeicher-VO in diesem Jahr als auch darüber hinaus bedarf es mehr Flexibilität.","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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015929","title":"Anpassungsvorschläge des BDEW zum EU-Omnibus-Paket","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt die von der Europäischen Kommission im Rahmen des Omnibus-Pakets vorgelegten Reformvorschläge zur Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) und zur Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD). Die Vorschläge greifen zentrale Herausforderungen der Nachhaltigkeitsberichterstattung und der unternehmerischen Sorgfaltspflichten in der Lieferkette auf. Damit sie jedoch in der Praxis wirksam und umsetzbar sind, sind aus Sicht der Branche untenstehende Punkte für den weiteren Gesetzgebungsprozess relevant. ","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":"RV0015996","title":"Klarstellungen zur Verordnung (EU) 2023/2854 (Data Act) und dessen nationalem Durchführungsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW prüft die Implikationen des Data Acts für die Energiewirtschaft. Identifizierte Problemstellungen des Data Acts im Energiebereich, z.B. möglicherweise im Kontext der Smart Meter-Thematik, werden mit den zuständigen Stellen bei Bedarf diskutiert werden. Klärungsbedürftig ist, ob Smart Meter auch vom Data Act erfasst werden oder nicht. Ferner können sich bei der Umsetzung des Data Acts im Kontext der Energiewirtschaft noch Themen für die Energiewirtschaft ergeben. ","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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015997","title":"Überarbeitungsvorschläge zur Green Claims Richtlinie ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Aussetzung der Green Claims RiLi ein, um zunächst die Folgen und Ergebnisse der EmpCo RiLi zu monitoren. Jedenfalls setzt sich der BDEW gegen ein ex-ante-Zertifizierungsverfahren ein, um zusätzliche Bürokratie zu vermeiden. Dies würde auch die Innovationsanreize für ökologisch engagierte Unternehmen schwächen, da sie Nachhaltigkeitsangaben nur dann kommunizieren dürften, wenn sie bereit wären, sich auf ein zeitaufwändiges und kostspieliges ex-ante-Zertifizierungsverfahren einzulassen. Wenn Unternehmen diesen Aufwand scheuen, fehlen den Verbrauchern wichtige Informationen, die sie benötigen, um nachhaltige Entscheidungen zu treffen.","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016809","title":"Neufassung zentraler digitalpolitischer Strategien unter Einbeziehung der Energiewirtschaft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine Neufassung der zentralen digitalpolitischen Strategien der Bundesregierung - insbesondere der Datenstrategie, Digitalstrategie und KI-Strategie - unter aktiver Einbeziehung der Energiewirtschaft. Ziel ist die stärkere Berücksichtigung sektorspezifischer Anforderungen der Energiebranche hinsichtlich Datenverfügbarkeit, Innovationsfähigkeit und regulatorischer Entlastung. Darüber hinaus setzt sich BDEW für die Etablierung einer zentralen Governance-Struktur für die Digitalisierung im Energiesektor sowie für eine klare Umsetzungsorientierung bestehender europäischer Digitalregulierung ein. Der BDEW fordert ein IT-Regulierungsbarometer zur Reduktion administrativer Belastungen und eine zügige sowie innovationsfreundliche nationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Bundesdatenschutzgesetz","shortTitle":"BDSG 2018","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bdsg_2018"}],"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_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016818","title":"Einführung eines kohärenten Förder- und Rechtsrahmens für den Wasserstoffmarkthochlauf","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Schaffung eines kohärenten Förderrahmens und eines belastbaren Rechts- und Regulierungsrahmens für den Hochlauf einer wettbewerbsfähigen Wasserstoffwirtschaft in Deutschland. Dazu gehören insbesondere die signifikante Reduktion der Wasserstoffproduktionskosten durch regulatorische Entlastungen und Strompreisreformen, die rechtliche und finanzielle Absicherung der Infrastruktur außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes sowie die Einführung von Nachfragemechanismen, wie z. B. CfDs und staatliche Ausfallgarantien für First-Mover. Ziel ist es, die Investitionsbedingungen für Erzeugung, Transport, Speicherung und Nutzung von Wasserstoff zu verbessern, den Markthochlauf abzusichern und Deutschland als Industriestandort zu stärken.","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_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_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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016819","title":"Änderungsvorschläge zur Netzentgeltsystematik Strom ab 2029","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine grundlegende Reform der Netzentgeltsystematik im Strombereich ab 2029. Die Netzentgelte sollen verursachungsgerecht und netzdienlich ausgestaltet werden. Mengenunabhängige Preisbestandteile wie Kapazitäts- oder Leistungspreise sollen im Zentrum stehen. Ziel ist eine Entgeltstruktur, die Kriterien wie Kostenreflexivität, Marktneutralität, Planbarkeit, Verteilungswirkung, Verständlichkeit, Umsetzbarkeit und Netzdienlichkeit erfüllt. Der BDEW fordert eine Differenzierung nach Spannungsebenen, Übergangsregelungen, Bestandsschutz und eine Flexibilisierung der Entgelte, insbesondere für neue Verbrauchergruppen wie Prosumer, Speicher und Elektrolyseure.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"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":"RV0017143","title":"Ergänzung der AVBFernwärmeV zur Anpassung der Preisanpassungsklauseln an die Dekarbonisierung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich dafür ein, dass die in der AVBFernwärmeV geregelten Preisanpassungsklauseln künftig so ausgestaltet werden, dass sie die Kostenentwicklungen der Dekarbonisierung, des Aus- und Umbaus der Wärmenetze sowie verlässliche Kalkulationsgrundlagen für Fernwärmekunden sachgerecht abbilden. 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Ziel ist es, hierdurch stabile Erlöse für Betreiber steuerbarer Kraftwerke zu schaffen und Investitionen in flexible Erzeugungskapazitäten langfristig abzusichern. Der BDEW setzt sich für die Ausgestaltung eines marktgerechten und investitionsfördernden Kapazitätsmechanismus ein, der Versorgungssicherheit und Transformation des Stromsystems gleichermaßen unterstützt.","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017145","title":"Einführung bundeseinheitlicher Vollzugsleitlinien für die Genehmigung von Gewässerthermieanlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Entwicklung bundeseinheitlicher, praxisnaher Vollzugsleitlinien für die Genehmigung von Gewässerthermieanlagen, die sowohl den Schutz der Gewässerökologie als auch die energiewirtschaftliche und technische Umsetzbarkeit berücksichtigen. Dabei sollen energiewirtschaftliche Anforderungen, genehmigungsrechtliche Machbarkeit und ökologische Belange in einem ausgewogenen Konsultationsprozess aller betroffenen Bundes- und Landesressorts sowie der Energiewirtschaft einbezogen werden, um Planungssicherheit und Investitionsanreize für die Nutzung von Gewässerthermie im Rahmen der Wärmewende zu schaffen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"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_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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017146","title":"Vorschläge zur Weiterentwicklung rechtlicher Vorgaben für BCM und Krisenmanagement","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW macht Vorschläge zur Ausgestaltung und Weiterentwicklung der gesetzlichen Anforderungen an das Business Continuity Management und Krisenmanagement in der Energie- und Wasserwirtschaft. 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Das Monitoring soll geeignete Instrumente zur Bewertung der Effizienz politischer und regulatorischer Maßnahmen sowie zur wirtschaftlichen Risikoanalyse beinhalten, um Handlungsbedarfe frühzeitig zu erkennen und die Energiepolitik an Kosten- und Systemeffizienz auszurichten.","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 den Bundesbedarfsplan","shortTitle":"BBPlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbplg"},{"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_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":"RV0017153","title":"Ergänzungsvorschläge zur rechtlichen Regelung der Nutzung von Photovoltaikanlagen in Wasserschutzgebieten auf Bundesebene","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Schaffung bundeseinheitlicher Vorgaben zur Errichtung und zum Betrieb von Photovoltaikanlagen in Wasserschutzgebieten ein. Er fordert insbesondere klare Anforderungen für Bau, Betrieb und Rückbau von PV-Anlagen in den Wasserschutzgebiets-Zonen II und III, Vorgaben zur Vermeidung wassergefährdender Stoffe, ein langfristiges PFAS-Verbot für technische Anlagen sowie die Berücksichtigung besonderer PV-Formen wie Agri-PV, Floating-PV, Moor-PV und Parkplatz-PV, um eine nachhaltige Flächennutzung unter Beachtung des Trinkwasserschutzes zu gewährleisten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"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"}],"fieldsOfInterest":[{"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_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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017154","title":"Einführung einer bundesweiten Regelung zur Detektion und Abwehr von Drohnen an kritischen Infrastrukturen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Schaffung einheitlicher gesetzlicher Rahmenbedingungen auf Bundesebene, die den Einsatz von Technologien zur Detektion und Abwehr von Drohnen an kritischen Infrastrukturen ermöglichen und rechtlich absichern. 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Dabei sollen zusätzliche Härtefallregelungen bei mangelnder Wasserstoff- oder Technologieverfügbarkeit eingeführt, Bonus- oder Verpflichtungsmodelle zur Bereitstellung von Momentanreserve etabliert und die Evaluierung des regionalen Südbonus präzisiert werden. Ziel ist die zügige Realisierung neuer gesicherter Erzeugungskapazitäten im Einklang mit Klimazielen und Versorgungssicherheit.","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_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":"RV0017199","title":"Neufassung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) und Anpassungen des Wärmeplanungsgesetzes (WPG)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine zügige und praxisgerechte Neufassung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) sowie die 1:1-Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) in nationales Recht. Zugleich sollen GEG und Wärmeplanungsgesetz (WPG) besser verzahnt werden, um Synergien in der Wärmewende zu heben. Der BDEW fordert stabile und langfristige Förderbedingungen im Rahmen der BEG und BEW sowie die Fortentwicklung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) mit Zielrichtung Treibhausgasneutralität. Ziel ist es, Investitionssicherheit für Verbraucher und Unternehmen zu schaffen, die Wärmewende sozialverträglich umzusetzen und die Klimaschutzziele im Gebäudesektor sicher zu erreichen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"},{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"},{"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_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"},{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017200","title":"Änderungsvorschläge zur Überarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS) auf EU-Ebene","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Vereinfachung und Praxisorientierung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS) ein. Er fordert eine Reduzierung der Berichtspflichten, die Vermeidung von Doppelberichterstattung sowie eine klarere Wesentlichkeitsanalyse. Zudem lehnt der BDEW verpflichtende sektorspezifische Standards ab und fordert eine stärkere Harmonisierung mit internationalen Berichtsstandards. Ziel ist eine praxistaugliche, verhältnismäßige und effiziente Nachhaltigkeitsberichterstattung für Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017201","title":"Anpassungsvorschläge zur Transformation der LNG-Infrastruktur für Wasserstoffimporte bis 2030","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert rechtliche und regulatorische Anpassungen, um den Umbau der LNG-Importinfrastruktur für den Import von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff sowie dessen Derivaten zügig voranzutreiben. Dazu sollen klare Genehmigungsgrundlagen, technische Anpassungsvorgaben und Investitionsanreize geschaffen werden. Ziel ist es, die LNG-Terminals rechtzeitig für den Wasserstoffhochlauf bis 2030 umzurüsten und so Versorgungssicherheit und Dekarbonisierung des Energiesystems zu gewährleisten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Beschleunigung des Einsatzes verflüssigten Erdgases","shortTitle":"LNGG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/lngg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Bundes-Klimaschutzgesetz","shortTitle":"KSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ksg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017202","title":"Einführung von Maßnahmen zur Dämpfung von Netzkosten ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung zusätzlicher Maßnahmen zur Dämpfung der Netzkosten ein. Er fordert ergänzende staatliche Finanzierungsbeiträge zur Entlastung der Netzentgelte, um die Belastungen für Verbraucher und Unternehmen zu begrenzen und die Akzeptanz der Energiewende zu stärken. Der BDEW fordert eine transparente Finanzierungssystematik für Netzkostenzuschüsse sowie flankierende Anpassungen bestehender Umlagen- und Abgabenstrukturen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017492","title":"Einführung einer europäischen Wasserstoff-Allianz auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung einer europäischen Wasserstoff-Allianz als Zusammenschluss von EU-Mitgliedstaaten, um den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft wirksam zu unterstützen. Die Allianz soll sich für eine ambitionierte, technologieoffene und umsetzungsorientierte H2-Politik auf EU-Ebene einsetzen. Ziel ist die Überarbeitung regulatorischer Hürden, die Stärkung internationaler H2-Partnerschaften sowie der Aufbau einer grenzüberschreitenden Infrastruktur. Der BDEW sieht die Allianz als strategisches Instrument zur Förderung von Innovation, Wettbewerbsfähigkeit, Resilienz und Energiesouveränität in Europa an.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017493","title":"Änderung des BauGB zur Beschleunigung des Wohnungsbaus sowie zur Absicherung der Energieinfrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert Nachbesserungen am Regierungsentwurf für ein Gesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus, um negative Auswirkungen auf bestehende und geplante Energieinfrastruktur zu vermeiden. Insbesondere bei Abweichungen von der TA-Lärm gemäß § 9 Abs. 1 Nr. 23 BauGB-E soll sichergestellt werden, dass Bestandsschutz und Erweiterungen energieerzeugender Anlagen nicht beeinträchtigt werden. Zudem setzt sich der BDEW für ein ergänzendes Änderungsgesetz ein, das den Ausbau von Erneuerbaren Energien, Elektrolyseuren, Wärmenetzen und Speichern durch gezielte Änderungen im BauGB weiter erleichtert.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Gesetz für die Wärmeplanung und zur Dekarbonisierung der Wärmenetze","shortTitle":"WPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wpg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"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":"RV0017494","title":"Änderungsvorschläge zur diskriminierungsfreien Kupfer-Glas-Migration gemäß Paragraph 34 TKG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine diskriminierungsfreie Ausgestaltung der Kupfer-Glas-Migration nach Paragraph 34 TKG ein. Er fordert, dass nicht nur marktmächtige Unternehmen wie die Telekom, sondern auch alternative Netzbetreiber Abschaltanzeigen initiieren können, wenn eine flächendeckende Glasfaserversorgung vorliegt. Ziel ist ein chancengleicher Wettbewerb im TK-Sektor, Planungssicherheit für investierende Unternehmen sowie die Vermeidung strategischer Ausnutzung durch marktmächtige Akteure. Die Bundesnetzagentur soll ein objektives Regulierungskonzept nach Paragraph 17 TKG vorlegen und klare Kriterien für die Migration definieren.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Telekommunikationsgesetz","shortTitle":"TKG 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tkg_2021"}],"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_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019057","title":"Ergänzungsvorschläge zum Leitfaden zur Genehmigung von Gewässerthermieprojekten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert, dass der geplante Leitfaden zur Genehmigung von Gewässerthermieprojekten durch die Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft Wasser (LAWA) um energiewirtschaftliche, technische und rechtliche Aspekte ergänzt wird. Der BDEW lehnt eine allein an ökologischen Kriterien orientierte Genehmigungspraxis ab, da sie den Hochlauf klimafreundlicher Flusswärmepumpen gefährdet. Er setzt sich für eine Überarbeitung im Rahmen eines ressortübergreifenden Konsultationsprozesses ein, der auch die zuständigen Energie- und Wirtschaftsressorts einbindet, um eine praxisnahe und beschleunigte Genehmigungspraxis zu ermöglichen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_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_AF_AQUACULTURE","de":"Fischerei/Aquakultur","en":"Fishery/aquaculture"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019058","title":"Ergänzungsvorschläge zur RED-III-Umsetzung im WindBG, BImSchG, BauGB und WHG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine sachgerechte, praxisnahe und unionsrechtskonforme Ausgestaltung der nationalen Umsetzung der RED III im Bundesimmissionsschutzgesetz, im Baugesetzbuch, im Wasserhaushaltsgesetz sowie im Windenergieflächenbedarfsgesetz. Er setzt sich insbesondere ein für eine Übergangsregelung zur Anerkennung neu ausgewiesener Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete, die Umsetzung der Genehmigungsfiktion nach Art 16a RED III, eine Entschärfung der Ausschlussregelung im Außenbereich nach § 249 BauGB sowie eine klarstellende Definition von Energiespeichern im WindBG. Ziel ist die rechtssichere und beschleunigte Genehmigungspraxis für Erneuerbare-Energien-Projekte.","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"},{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"}],"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019101","title":"Änderungsvorschläge für Gigabitstrategie und Glasfaserausbau","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert neue gesetzliche Regelungen für einen nachhaltigen Gigabitausbau. Dazu gehören die Einführung von Anschlussgutscheinen zur Stärkung der Nachfrage, eine Anpassung des Glasfaserbereitstellungsentgelts, Maßnahmen gegen strategischen Überbau sowie eine diskriminierungsfreie Kupfer-Glas-Migration. Der BDEW setzt sich zudem für die Weiterentwicklung der Sicherheits- und Transparenzregelungen im Bereich digitaler Infrastrukturen sowie für beschleunigte Antrags- und Genehmigungsverfahren einschließlich der Anerkennung des überragenden öffentlichen Interesses am Gigabitausbau ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Telekommunikationsgesetz","shortTitle":"TKG 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tkg_2021"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019102","title":"Ergänzung regulatorischer Vorgaben zur dämpfenden Gestaltung der Stromnetzkosten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich ein fuer regulatorische und gesetzliche Ergaenzungen zur Begrenzung des Anstiegs der Stromnetzkosten im Zuge des Netzausbaus. Hierzu fordert der BDEW schnellere Genehmigungsverfahren, eine konsequente Anwendung kosteneffizienter Techniken wie Freileitung statt Erdkabel, die pragmatische Nutzung bestehender EnWG-Regelungen Paragraf 11 Absatz 2, Paragraf 13k und Paragraf 14c EnWG sowie Anreize zur netzdienlichen Standortwahl fuer neue EE-Anlagen. Ziel ist es, die Versorgungssicherheit und Klimaziele mit stabilen Netzentgelten zu vereinbaren und kostentreibende Fehlanreize zu vermeiden.","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_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":"RV0019365","title":"Änderungsvorschläge zum Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) zur Einführung von CfDs und Optimierung des Offshore-Rechtsrahmens","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine umfassende Novellierung des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) sowie weiterer offshore-relevanter Regelungen zur Verbesserung der Investitionssicherheit, Effizienz und Realisierungsfähigkeit. Er setzt sich ein für die Einführung zweiseitiger Differenzverträge (CfDs) als neues Förderinstrument, eine Reduktion der Bebauungsdichte zur Steigerung der Volllaststunden, eine Reform des Ausschreibungsdesigns sowie für eine gesetzliche Ermöglichung kombinierter Anschlusskonzepte für Offshore-Elektrolyse. Der BDEW fordert zudem praxistaugliche Anpassungen der Realisierungsfristen und Bedingungen für den Weiterbetrieb bestehender Offshore-Windparks.","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"},{"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_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\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019366","title":"Einführung eines Industriestrompreises zur Entlastung der stromintensiven Industrie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Zur Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit der deutschen stromintensiven Industrie plant die Bundesregierung die Einführung eines sog. Industriestrompreises. Aufgrund der schon bestehenden Entlastungen der energieintensiven Industrie im Bereich der Steuern, Abgaben und Umlagen wird erwartet, dass ein Industriestrompreis als Beihilfe zum Großhandel für Strom ausgestaltet wird. Der BDEW setzt sich für einen Mechanismus ein, der Anreize zur langfristigen Absicherung auf den Terminmärkten, Investition und Betrieb von Flexibilitäten im Stromsystem sowie den marktgetriebenen Ausbau von Erneuerbaren Energien via PPA nicht einschränkt.","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_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":"RV0019367","title":"Revision der CACM-Verordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Revision der CACM-Verordnung konsolidiert die Europäische Kommission wesentliche Designmerkmale des europäischen Stromgroßhandels. Die Verordnung umfasst unter anderem die Organisation der europäischen Marktkopplung, die prozessuale Abwicklung der Vortagesauktion für Strom, des untertägigen Handels und der regelmäßigen Überprüfung des Stromgebotszonenzuschnitts. Ziel der Interessenvertretung durch den BDEW ist die Erhaltung der Liquidität und die Stärkung des deutschen Stromgroßhandels.","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":"RV0019368","title":"Implementierung REMIT II","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Revision  der europäischen Verordnung zur Transparenz und Integrität der Energiemärkte REMIT und ihre nachgeordneten Durchführungsverordnungen führen umfassende, teilweise neue Berichts- und Überwachungspflichten für Energiegroßhändler und Plattformbetreiber ein. Zudem erhält die europäische Agentur zur Zusammenarbeit der nationalen Energieregulierungsbehörden ACER neue und weitreichende Kompetenzen zur Sicherstellung der Integrität des europäischen Energiebinnenmarkts. Ziel der Interessenvertretung des BDEW ist eine pragmatische und kosteneffiziente Ausgestaltung des Meldewesens und der Überwachungspflichten.","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":"RV0019369","title":"Anpassungen der EMIR-Verordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"In der europäischen Verordnung über OTC-Derivate, zentrale Gegenparteien und Transaktionsregister sind grundlegende Vorgaben für den außerbörslichen Handel mit Derivaten und das dazugehörige Meldewesen geregelt. Insbesondere die sog. Clearingschwellen sind für Energiegroßhändler von wesentlicher Bedeutung, da ein Überschreiten dieser Schwellen eine grundlegende Neuausrichtung des Energiegroßhandels und Risikomanagements des betroffenen Händlers bedeutet. Der BDEW setzt sich für eine sorgfältige Balance aus Begrenzung von systemischen Risiken im Derivatehandel und den Verpflichtungen der Energiegroßhändler ein, die ein effizientes Risikomanagement erlaubt und die Unternehmen bei der Umsetzung der Energiewende, z.B. Investition und Bewirtschaftung von Erneuerbare-Energie-Anlagen ermöglicht.","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":"RV0019370","title":"Einführung einer Ausnahmeregelung zum Ausschluss von Rückbauverpflichtungen bei Gasnetzen ohne Amortisationsprüfung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine gesetzliche Klarstellung im EnWG, wonach bei der Transformation von Erdgas- zu Wasserstoffnetzen Rückbauverpflichtungen aufgrund fehlender Amortisation ausgeschlossen werden. Eine wirtschaftliche Umnutzung vorhandener Infrastrukturen soll nicht durch zusätzliche Prüfanforderungen wie Amortisationsnachweise behindert werden. Ziel ist eine rechtssichere Grundlage für Investitionen in die H2-Netzinfrastruktur unter Wahrung der Planungs- und Investitionssicherheit für Netzbetreiber.","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 Allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung für die Gasversorgung in Niederdruck","shortTitle":"NDAV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ndav"}],"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":"RV0019371","title":"Einführung rechtlicher Rahmenbedingungen zur Nutzung passiver Infrastrukturen von Energieversorgern für den Mobilfunkausbau","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung klarer bundesrechtlicher Vorgaben ein, die die Nutzung bestehender passiver Infrastrukturen und Liegenschaften von Energieversorgungsunternehmen für den Ausbau der Mobilfunkversorgung ermöglichen. Ziel ist es, regulatorische Hemmnisse zu beseitigen, die Mitnutzung zu vereinfachen und standardisierte Verfahren für Zugang, Entgeltregelungen und Genehmigungen zu schaffen, um den Ausbau von Mobilfunkstandorten schneller, kosteneffizienter und nachhaltiger 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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019475","title":"Ablehnung der Fortführung des EU-Trilogs zur Green Claims Directive","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW und weitere Verbände lehnen die Fortführung der Trilogverhandlungen zur EU-Richtlinie über umweltbezogene Angaben (Green Claims Directive) ab. Sie kritisieren fehlende Nachweise für die Wirksamkeit der vorgesehenen Maßnahmen, hohe bürokratische Belastungen für Unternehmen, insbesondere KMU, sowie rechtliche Unsicherheiten. Die Verbände fordern den Stopp des Vorhabens und sehen in der bereits beschlossenen EmpCo-Richtlinie ausreichende Regelungen gegen irreführende Umweltaussagen. Sie sehen die GCD als unverhältnismäßigen Eingriff in die unternehmerische Freiheit und fordern den Verzicht auf eine weitere Verhandlung während der dänischen Ratspräsidentschaft.","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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019476","title":"Änderung gesetzlicher Rahmenbedingungen zur Beschleunigung der Energiewende bis 2030","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine gesetzliche Beschleunigung zentraler energiepolitischer Vorhaben, insbesondere den zügigen Ausbau der Stromnetze, die Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren sowie den Abbau regulatorischer Investitionshemmnisse. Zur Zielerreichung der Energiewende bis 2030 bedarf es klarer gesetzlicher Vorgaben und Förderinstrumente für Erzeugung, Speicher, Netze und Flexibilitätsoptionen. Der BDEW setzt sich zudem für eine integrierte, sektorübergreifende Energiepolitik ein, die Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und Klimaschutz gleichermaßen berücksichtigt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz","shortTitle":"NABEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/nabeg"},{"title":"Gesetz über den Bundesbedarfsplan","shortTitle":"BBPlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbplg"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"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":"RV0019477","title":"Einführung einer gesetzlichen Nachfolgeregelung zum Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung einer gesetzlichen Nachfolgeregelung für den Anschluss von Biogasaufbereitungsanlagen an das Gasversorgungsnetz. Ziel ist die Sicherstellung eines wirtschaftlich effizienten Netzanschlusses auch nach dem Außerkrafttreten der bisherigen Regelungen der GasNZV zum 31. Dezember 2025. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass die Kostenstruktur eindeutig geregelt und ein Schwellenwert zur Abgrenzung wirtschaftlicher Effizienz gesetzlich verankert wird. Zudem wird eine gesetzliche Grundlage für die Fortführung der bisherigen Umlagepraxis von Biogas-Kosten sowie für die Clusterung kleiner Biogasanlagen gefordert. Die Einräumung eines Netzanschlussvorrangs für Biomethananlagen auf Grundlage europäischer Vorgaben soll national umgesetzt werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019478","title":"Einführung eines sektorspezifischen Once-Only-Prinzips in der Energiewirtschaft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung eines sektorspezifischen Once-Only-Prinzips (OOP) in der Energiewirtschaft ein. Ziel ist es, die Mehrfachmeldung identischer Daten durch Energieunternehmen an verschiedene Behörden zu vermeiden und ein koordiniertes, digitales Datenökosystem zu schaffen. Der BDEW fordert eine rechtliche Grundlage für eine vernetzte und interoperable Dateninfrastruktur, die eine einmalige Erhebung und mehrfachen verwaltungsinternen Zugriff ermöglicht. Dies soll zur Reduktion von Bürokratiekosten beitragen und die Effizienz sowohl in Unternehmen als auch in der Verwaltung steigern.","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":"RV0019479","title":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der Fachkräftepolitik im Energiewirtschaftssektor","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine praxisnahe Weiterentwicklung der Fachkräftepolitik, insbesondere durch gezielte Förderprogramme für technisch-operative und digitale Bildungsgänge sowie die Stärkung beruflicher Qualifizierungswege in der Energiewirtschaft. Der BDEW setzt sich für eine Vereinfachung und Beschleunigung der Fachkräfteeinwanderung ein, einschließlich digitalisierter Visaverfahren und einheitlicher Anerkennungsprozesse. Zudem fordert der BDEW den Abbau bürokratischer Hürden und die Verankerung integrativer Maßnahmen wie Wohnraum- und Sprachförderung in Fachkräfteeinwanderungsprogrammen.","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_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019480","title":"Änderungsvorschläge zur Nachweispflicht bei Gasimporten im EU-Gesetz zum Phase-Out russischer Erdgasimporte","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine rechtssichere, praktikable Ausgestaltung der Nachweispflichten im EU-Gesetz zum Phase-Out russischer Erdgasimporte. Insbesondere sollen klare Definitionen für direkte und indirekte Gasimporte, praktikable Anforderungen für Importe über virtuelle Handelspunkte sowie eine europaweit einheitliche Prüflogik durch die Zollbehörden gesetzlich festgelegt werden. Der BDEW spricht sich zudem für die Einführung einer Positivliste nicht-russischer Herkunftsländer, eine De-minimis-Regelung sowie für eine enge Abstimmung zwischen Zollbehörden, Kommission und Marktakteuren aus, um den administrativen Aufwand zu minimieren und Versorgungssicherheit zu gewährleisten.","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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019481","title":"Ergänzungsvorschläge zur Zielerreichung der 80 %-EE-Quote bis 2030 gemäß EEG und Stromverbrauchsszenarien","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine realistische Fortschreibung des Ausbaupfads Erneuerbarer Energien bis 2030, um das gesetzlich verankerte Ziel von 80 % EE-Anteil am Bruttostromverbrauch zu erreichen. Der BDEW weist darauf hin, dass die derzeitigen Ausbauziele und realistisch erreichbaren Volllaststunden lediglich eine EE-Erzeugung von 512 bis 575 TWh ermöglichen, was bei einem Bruttostromverbrauch von 750 TWh zu einer Zielverfehlung führen würde. Der BDEW setzt sich daher für eine Synchronisierung von Stromverbrauchsprojekten, Netzausbau und EEG-Ausbauzielen ein, um die Zielquote verlässlich zu erfüllen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"}],"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019482","title":"Änderungsvorschläge zur Methodikfestlegung der 5. Regulierungsperiode im Rahmen des NEST-Prozesses","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich ein für eine ausgewogene und investitionsfreundliche Ausgestaltung der Methodik der 5. Regulierungsperiode im Rahmen des NEST-Prozesses. Er fordert die Korrektur des VPI/Xgen-Verzugs, die Beibehaltung robuster Sicherheitsmechanismen im Effizienzvergleich sowie eine dauerhafte Einführung des OPEX-Aufschlags auch für VNB im vereinfachten Verfahren. Der BDEW lehnt starre Zinsermittlungen ab und fordert eine marktnahe Ermittlung von Fremd- und Eigenkapitalzinsen. Ziel ist eine Stärkung der Investitionsfähigkeit der Netzbetreiber und die Sicherung der Leistungsfähigkeit im Kontext der Energiewende.","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019486","title":"Einführung eines Bundeszuschusses zu den Übertragungsnetzentgelten ab dem Jahr 2026","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die Einführung eines gesetzlichen Bundeszuschusses zur anteiligen Finanzierung der Übertragungsnetzkosten ab dem Jahr 2026 und fordert eine rechtssichere und fristgerechte Verabschiedung der entsprechenden Regelung im EnWG bis spätestens zum 10. Oktober 2025. Zudem setzt sich der BDEW dafür ein, dass die Möglichkeit zur unbürokratischen Weitergabe gesenkter Netzentgelte durch die Stromlieferanten dauerhaft gesetzlich verankert wird. Darüber hinaus fordert der BDEW, den Bundeszuschuss perspektivisch über das Jahr 2026 hinaus zu verstetigen, um Planungssicherheit für Netznutzer und Energieunternehmen zu gewährleisten.","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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019487","title":"Änderungsvorschläge zur nationalen Umsetzung der RED III in Raumordnungs- und Bauplanungsrecht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert praxistaugliche Änderungen an der Umsetzung der RED III in nationales Recht, insbesondere in das Raumordnungsgesetz (ROG) und das Baugesetzbuch (BauGB). Er setzt sich dafür ein, dass bereits ausgewiesene Windenergiegebiete ohne vollständige Neuplanung zu Beschleunigungsgebieten umgewidmet werden können. Der BDEW kritisiert die vorgesehenen Regelungen als unionsrechtlich überschießend und fordert klare, europarechtskonforme Leitplanken für Planänderungsverfahren, die den Planungsaufwand reduzieren, Doppelprüfungen vermeiden und Investitionssicherheit schaffen. Zudem fordert der BDEW die Möglichkeit, dass Vorhabenträger das Verfahren zur Umwidmung selbst anstoßen können.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"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":"RV0019488","title":"Ergänzungsvorschläge zur Ausgestaltung eines regulatorischen Rahmens für H2-Importinfrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Entwicklung eines umfassenden regulatorischen Rahmens für die Umrüstung und den Neubau von Terminals zum Import von Wasserstoff und seinen Derivaten. Er setzt sich ein für Planungssicherheit durch einen Masterplan Wasserstoffimportterminals, rechtssichere Regeln zu Zugang, Nutzung und Förderung der Infrastruktur sowie eine technologieoffene Ausgestaltung der Terminalkonzepte. Zudem fordert der BDEW klare gesetzliche Regelungen für den Zugang Dritter zu Importterminals, differenzierte Anreize für Erstnutzer und Investoren sowie eine zügige Verabschiedung eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes. Ziel ist es, Investitionen zu erleichtern, Markthürden zu senken und den Wasserstoffhochlauf bis 2030 wirksam zu unterstützen.","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":"RV0019489","title":"Einführung eines europäischen Rahmens zur ausschließlichen lizenzfreien Nutzung des oberen 6-GHz-Bands","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich gegenüber der Bundesregierung und der EU-Kommission für eine ausschließliche Zuweisung des oberen 6-GHz-Bands (6425–7125 MHz) für die lizenzfreie Nutzung durch WLAN-Technologien ein. Der Verband fordert, sich in europäischen Entscheidungsprozessen gegen eine exklusive Zuteilung für mobile Breitbanddienste (IMT) auszusprechen. Ziel ist es, die digitale Wettbewerbsfähigkeit Europas, den Glasfaserausbau und die Nutzung leistungsfähiger WLAN-Technologien wie Wi-Fi 6E und Wi-Fi 7 zu sichern und regulatorische Klarheit für alle Marktakteure zu schaffen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019490","title":"Änderungsvorschläge zum §41 BSIG: praxistaugliche Regelung für kritische Komponenten in der Energiewirtschaft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW lehnt die aktuelle Ausgestaltung des §41 BSIG ab und fordert eine Anpassung an die spezifischen Anforderungen der Energiewirtschaft. Die bestehenden Anzeige- und Prüfverfahren erzeugen unverhältnismäßige Bürokratie, Rechtsunsicherheit und gefährden Versorgungssicherheit, Digitalisierung und Wettbewerbsfähigkeit. Der Verband setzt sich für Bestandsschutz, risikobasierte Prüfungen und einheitliche europäische Regelungen ein. Statt pauschaler Rückbaupflichten sollen Black- oder Whitelists sowie praktikable Übergangs- und Mitigationsmaßnahmen eingeführt werden, um Cybersicherheit zu stärken, ohne Versorgung und Energiewende 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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019491","title":"Einführung eines investitionsfreundlichen EU-Rechtsrahmens für digitale Netze (Digital Networks Act)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine investitionsfreundliche und praxisnahe Ausgestaltung des Digital Networks Act (DNA), die nationale Besonderheiten berücksichtigt. Vorgaben zur Netzregulierung, Frequenzvergabe und Marktstruktur müssen flexibel umsetzbar sein, um Wettbewerbsvielfalt, Glasfaserausbau und Netzresilienz nicht zu gefährden. Der BDEW spricht sich gegen regulatorisch begünstigte Marktkonzentration und für einen fairen Zugang zu Mobilfunknetzen auf Vorleistungsebene aus. Eine Harmonisierung von Zugangsprodukten darf die Geschäftsmodelle regionaler Betreiber nicht unterminieren.","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_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019492","title":"Einführung finanzieller Entlastungsmechanismen zur Dämpfung von Stromnetzkosten ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung finanzieller Entlastungsmechanismen zur Dämpfung der Stromnetzkosten ein. Ziel ist es, VerbraucherInnen sowie Unternehmen kurzfristig und zielgerecht zu entlasten. Der BDEW fordert u. a. zeitlich befristete Zuschussregelungen und die Prüfung alternativer Finanzierungswege für spezifische Netzkostenanteile. Grundlage ist eine abgestimmte Optionssammlung, die aus der Vorversion des BDEW-Diskussionspapiers zur Netzgeldreform 2025 hervorgeht.","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_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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019493","title":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung der Nachweispflichten bei Gasimporten im EU-Gesetzgebungsvorhaben zum Phase-Out russischer Erdgasimporte","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine praxistaugliche, rechtsichere und technologieneutrale Ausgestaltung der Nachweispflichten für Gasimporte im Rahmen des EU-Gesetzgebungsvorhabens zum Phase-Out russischer Erdgasimporte. Insbesondere setzt sich der BDEW dafür ein, dass Herkunftsnachweise realistisch umsetzbar, eindeutig definiert und nicht diskriminierend sind. Der BDEW fordert klare Definitionen von Importeurseigenschaft und von direkten sowie indirekten Importen sowie die Einführung praktikabler Ausnahmen für Gasmengen mit nachgewiesenem Nicht-Russland-Ursprung. Darüber hinaus fordert der BDEW eine enge Einbindung nationaler Behörden wie des BAFA zur Reduzierung des bürokratischen Aufwands.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"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"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019494","title":"Änderungsvorschläge zum Europäischen Klimaschutzgesetz und dem THG-Minderungsziel für 2040","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich dafür ein, dass das im Vorschlag der Europäischen Kommission vorgesehene Klimazwischenziel für 2040 und die formulierten Leitplanken zur Überprüfung bestehender Klimarechtsakte (insb. ETS-Richtlinie, ESR-Verordnung, LULUCF-Verordnung) verhältnismäßig ausgestaltet werden. Der BDEW fordert, bei der Festlegung des 2040-Ziels und künftiger Maßnahmen ausreichende Flexibilitäten, einen differenzierten Umgang mit Kohlenstoffsenken sowie den Einsatz internationaler Gutschriften zu ermöglichen. 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Ziel ist es, sicherzustellen, dass Unternehmen weiterhin rechtssicher mit Umweltaussagen werben können, ohne unverhältnismäßige Nachweispflichten oder rechtliche Unsicherheiten. Der BDEW fordert insbesondere eine sachgerechte Ausgestaltung der Anforderungen an Umweltkennzeichnungen, an die Verwendung von Begriffen wie „klimaneutral“ sowie an Aussagen über zukünftige Umweltleistungen, die unternehmerische Innovationsfähigkeit nicht behindert.","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\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019496","title":"Vorschläge zu Resilienz im Energiesektor","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW empfiehlt, die ganzheitliche Betrachtung von Resilienz im Energiesektor. Resilienz soll in allen Teilbereichen, wie auch an den Schnittstellen dieser Teilbereiche erreicht werden. Zudem braucht es eine klare Aufgaben- und Rollenverteilung zwischen Betreibern und staatlichen Stellen und ihren Behörden. Der BDEW schlägt die Erarbeitung einer Resilienzstrategie für den Energiesektor vor.","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":"RV0019497","title":"Änderungsvorschläge zum EU-Aktionsplan für erschwingliche Energiepreise im Rahmen der Energieunion","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt den EU-Aktionsplan für erschwingliche Energiepreise, fordert jedoch eine prioritäre Umsetzung bereits beschlossener Maßnahmen, insbesondere im Strommarktdesign, zur Sicherung langfristig bezahlbarer Energie. Er setzt sich ein für verkürzte Genehmigungsverfahren, die Vollendung der Energieunion sowie den Ausbau grenzüberschreitender Infrastruktur. Der BDEW lehnt eine Entkopplung von Strom- und Gaspreisen ab und kritisiert die vorgeschlagene EU-weite Harmonisierung der Netzentgelte. Stattdessen fordert er nationale Maßnahmen wie Steuersenkungen und Zuschüsse zur Netzentgeltentlastung. 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Der BDEW setzt sich für klare gesetzliche Vorgaben zur Resilienzplanung, zur Berücksichtigung von Resilienzanforderungen in Genehmigungsverfahren sowie für die Einführung standardisierter EU-weiter Resilienzstandards ein.","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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019499","title":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung der Gigabit-Infrastrukturverordnung im Telekommunikationsgesetz (TKG)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine praxistaugliche und investitionsfreundliche Umsetzung der Gigabit-Infrastrukturverordnung (GIA) der EU im Telekommunikationsgesetz. Dabei setzt sich der BDEW u. a. für den Schutz kritischer Infrastrukturen, die Einführung eines Zugangsverweigerungsrechts, eine Reduktion bürokratischer Meldepflichten und die Beibehaltung freier Entgeltverhandlungen beim Mitnutzungsentgelt ein. Zudem spricht sich der BDEW gegen eine Priorisierung von Stromanschlüssen für Mobilfunkmasten aus und fordert die Berücksichtigung bestehender Infrastrukturen von Energieversorgern beim Mobilfunkausbau.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Telekommunikationsgesetz","shortTitle":"TKG 2021","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/tkg_2021"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"},{"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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019936","title":"Hinweise zu Flexibilitätsquellen im Wasserstoffsystem ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Schaffung eines regulatorischen Rahmens ein, der die systemischen Flexibilitätsoptionen durch Wasserstofftechnologien unterstützt. Ziel ist es, zeitlich und mengenbasiert verfügbare Flexibilitätspotenziale zu erschließen, insbesondere zur Integration Erneuerbarer Energien und zur Deckung des Flexibilitätsbedarfs im Rahmen des Hochlaufs der Wasserstoffwirtschaft. Der BDEW fordert insbesondere wirtschaftlich tragfähige Anreize für Speicher und Handelsmechanismen sowie die Berücksichtigung von Übergangsbedarfen bis zur vollen Inbetriebnahme von H2-Infrastrukturen.","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":"RV0019986","title":"Änderungsvorschläge zum Steueränderungsgesetz 2025","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich ein für die Aktualisierung des Verweises auf die De-minimis-Verordnung bei der Sonderabschreibung für Mietwohnungsneubau, die Anhebung der Entfernungspauschale für Fahrten zwischen Wohnung und Arbeitsstätte, die Entfristung der Mobilitätsprämie, die Aktualisierung des Verweises auf die De-minimis-Verordnung bei der Forschungszulage, die Reduzierung der Umsatzsteuer für Restaurant- und Verpflegungsdienstleistungen auf 7 Prozent mit Ausnahmen, die Bekanntgabe von Bescheiden durch Bereitstellung zum Datenabruf, steuerliche Regelungen bei der Nutzung der betreffenden Zollabwicklung sowie Regelungen zur Gemeinnützigkeit, insbesondere zur Einordnung von PV-Anlagen als steuerunschädliche Betätigung im Rahmen gemeinnütziger Zwecke.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019987","title":"Änderungsvorschläge zum Gesetz zur Änderung des Hohe-See-Einbringungsgesetzes 2026","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich ein für die Ermöglichung der Speicherung von CO2 in geologischen Formationen in der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) und für eine klarstellende Regelung zur grenzüberschreitenden Verbringung von CO2 zwecks Speicherung in Drittstaaten sowie für eine rechtssichere Umsetzung des Londoner Protokolls; darüber hinaus fordert der BDEW die Festlegung, dass die Nutzung der Speicherinfrastruktur diskriminierungsfrei möglich sein muss, sowie die Klärung der Frage, unter welchen Voraussetzungen CO2 aus Industrie und Energieversorgung in ein Netz eingespeist und gespeichert werden darf.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"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_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019988","title":"Änderungsvorschläge zum Lieferkettensorgfaltsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich ein für die angemessene Ausgestaltung der nationalen Regelungen im Rahmen der Änderung des Lieferkettensorgfaltspflichtengesetzes im Hinblick auf die Umsetzung der EU-Lieferkettenrichtlinie (Corporate Sustainability Due Diligence Directive – CSDDD), insbesondere im Hinblick auf die Begrenzung zusätzlicher bürokratischer und unternehmerischer Belastungen für Unternehmen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die unternehmerischen Sorgfaltspflichten zur Vermeidung von Menschenrechtsverletzungen in Lieferketten","shortTitle":"LkSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/lksg"}],"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":"RV0019989","title":"Vorschläge zur Umsetzung der CER-Richtlinie im KRITIS-Dachgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich ein für Vorschläge zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2022/2557 (CER-Richtlinie) im Rahmen des KRITIS-Dachgesetzes.","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_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":"RV0019990","title":"Änderungsvorschläge zum § 41 BSIG im Rahmen des NIS2UmsuCG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Änderung des § 41 BSIG ein, um das Anzeigeverfahren und die Untersagungsmöglichkeiten beim Einsatz kritischer IT-Komponenten in der Energiebranche praxistauglich auszugestalten. Ziel ist es, Rechts- und Investitionssicherheit für Betreiber kritischer Infrastrukturen herzustellen, Versorgungssicherheit und Digitalisierung nicht zu gefährden sowie unnötige Kostensteigerungen zu vermeiden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik","shortTitle":"BSIG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2009"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_IS_DISASTER_CONTROL","de":"Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe","en":"Civil protection"},{"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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019991","title":"Reformvorschläge zum WindSeeG und zur Ausscheibungssystematik für Offshore-Wind im Rahmen der RED III","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine umfassende Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG), um die Investitionssicherheit im Offshore-Bereich zu stärken. Ziel ist es, durch die Einführung zweiseitiger inflationsindexierter CfDs, die Anpassung der Leistungsdichten im Flächenentwicklungsplan sowie realistische Realisierungsfristen ein funktionierendes und markttaugliches Ausschreibungssystem zu schaffen. Der BDEW fordert, die für 2026 geplanten Ausschreibungen zu verschieben, um die rechtlichen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen beihilferechtlich tragfähig und planbar zu gestalten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See","shortTitle":"WindSeeG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windseeg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019992","title":"Einführung eines EU-Klimazwischenziels für 2040 in der Verordnung (EU) 2021/1119","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW befürwortet grundsätzlich die Einführung eines verbindlichen EU-Zwischenziels für die Treibhausgasminderung bis 2040 in Höhe von 90 % gegenüber 1990. Dabei setzt sich der BDEW dafür ein, dass die Zielvorhabe mit einem tragfähigen Maßnahmenrahmen einschließlich einer gesicherten Ausgestaltung des ETS 2, eines wirksamen CBAM und beihilferechtlicher Klarheit verbunden wird. Der BDEW fordert, dass keine überproportionale Belastung Deutschlands im Rahmen der EU-Lastenverteilung entsteht und dass die Wettbewerbsfähigkeit sowie die Versorgungssicherheit berücksichtigt werden.","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":"RV0020069","title":"Einführung gezielter regulatorischer Anreize zur Flexibilitätsbereitstellung im Wasserstoffsystem","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung eines verlässlichen regulatorischen Rahmens zur gezielten Aktivierung und Vergütung von Flexibilitätsquellen im Wasserstoffsystem. Ziel ist es, Investitionen in Wasserstoffspeicher, Elektrolyseure, Rückverstromungseinheiten und industrielle Flexibilitätsoptionen zu ermöglichen und damit eine sichere Versorgung in der Hochlaufphase zu gewährleisten. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass Speicherkapazitäten, flexible Verbraucher und Erzeuger frühzeitig berücksichtigt und marktbasiert integriert werden. Die Festlegungen der Bundesnetzagentur wie beispielsweise WasABi sind technologieoffen und systemdienlich auszugestalten.","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\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020070","title":"Änderungsvorschläge zur regulatorischen Ausgestaltung des NEST-Prozesses durch die BNetzA","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für Änderungen an den von der Bundesnetzagentur vorgeschlagenen Festlegungen im Rahmen des NEST-Prozesses ein. Er fordert insbesondere eine umfassende OPEX-Anpassung auch für Netzbetreiber im vereinfachten Verfahren sowie für Gasnetzbetreiber, eine dynamische Anpassung des Fremdkapitalzinssatzes an das aktuelle Marktniveau und den Verzicht auf die geplante Destabilisierung des Effizienzvergleichs. Zudem lehnt der BDEW die Anwendung eines fixierten 7-Jahresdurchschnitts zur Zinsermittlung sowie die Verkürzung des Abbaupfads auf drei Jahre ab. Ziel ist es, die Investitions- und Leistungsfähigkeit der Netzbetreiber zu erhalten.","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":"RV0020711","title":"Beibehaltung der Ancillary Activity Exemption in der EU-Finanzmarktregulierung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Beibehaltung der derzeitigen Ausgestaltung der Ancillary Activity Exemption (AAE) im Rahmen der EU-Finanzmarktregulierung. Die AAE ist zentral für die Risikoabsicherung von Energieunternehmen und ermöglicht deren Beteiligung an den Energiegroßhandelsmärkten ohne Einstufung als Finanzdienstleister. Der BDEW lehnt eine Verschärfung oder Einschränkung der AAE entschieden ab, da sie zu erheblichen Mehrkosten für die Energiewirtschaft führen würde und die Versorgungssicherheit sowie Investitionen in die Energiewende gefährdet. Der BDEW spricht sich zudem gegen neue Preis- oder Positionslimits aus und fordert stattdessen eine Verbesserung des Datenaustauschs zwischen Aufsichtsbehörden.","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":"RV0020712","title":"Ergänzungsvorschläge zur Ausgestaltung der Importinfrastruktur für Wasserstoff und Derivate","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine rechtssichere und investitionsfreundliche Ausgestaltung der Importinfrastruktur für Wasserstoff und dessen Derivate. Der Verband setzt sich für die Flexibilisierung der Nutzungsregelungen von LNG-Terminals, den Ausbau technologisch angepasster Infrastrukturen sowie klare Leitplanken für deren regulatorische Behandlung ein. Der BDEW fordert einen „Masterplan Wasserstoffimportterminals“ mit abgestimmtem Zeitplan, der schwimmende und landbasierte Optionen gleichermaßen berücksichtigt. Bestehende LNG-Infrastruktur soll technologieoffen weiterentwickelt und regulatorisch eingebettet werden, um den Hochlauf von Wasserstoffimporten ab 2030 abzusichern.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Beschleunigung des Einsatzes verflüssigten Erdgases","shortTitle":"LNGG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/lngg"},{"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_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":"RV0020713","title":"Ergänzungsvorschläge zur systemischen Einbindung von Flexibilitätsquellen im Wasserstoffmarkt","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die rechtliche und regulatorische Anerkennung von Flexibilitätsquellen im entstehenden Wasserstoffmarkt. Speicher, Elektrolyseure, flexible Verbraucher und Importinfrastrukturen müssen als systemrelevante Bestandteile eines stabilen Wasserstoffnetzes berücksichtigt und entsprechend gefördert werden. Der BDEW setzt sich für Investitionsanreize, marktorientierte Beschaffungsmechanismen und eine technologieoffene Systemplanung ein, die sowohl den Bedarf in der Clusterphase als auch im deutschlandweiten Marktgebiet adressiert. Die Rolle von Wasserstoffuntergrundspeichern als zentrale Flexibilitätssäule ist dabei prioritär zu behandeln.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020714","title":"Einführung staatlich gestützter Absicherungsinstrumente für den Aufbau der Wasserstoffwirtschaft","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung gezielter staatlich gestützter Absicherungsinstrumente wie Garantien oder Risikoübernahmen zur Minderung diversen Risiken bei der Investition und dem Abschluss von langfristigen Wasserstoff-Offtake-, Transport- oder Lieferverträgen. Ziel ist es, Investitionen in die Wasserstoffwirtschaft zu beschleunigen, den Markthochlauf abzusichern und Finanzierungshürden insbesondere in der Frühphase zu senken. Diese Instrumente sollen marktgerecht, technologieoffen und haushaltsverträglich ausgestaltet werden.","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020715","title":"Änderungsvorschläge zu den Kündigungsfristen von Gasverteilnetzbetreibern im EnWG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine gesetzliche Klarstellung im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) zur Fristenregelung bei der Kündigung von Wegenutzungsverträgen für Gasverteilernetze. Ziel ist es, die bislang unklare Fristenlogik, insbesondere im Kontext von Konzessionswechseln und gerichtlichen Entscheidungen, rechtssicher und praxisnah zu regeln. Der Verband spricht sich dafür aus, eine einheitliche Kündigungsfrist von zwölf Monaten zum Ende der Vertragslaufzeit festzuschreiben und die Möglichkeit zur ordentlichen Kündigung während laufender Verfahren auszuschließen. So sollen Investitionssicherheit, Planungsklarheit und ein diskriminierungsfreier Wettbewerb gewährleistet 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_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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020716","title":"Anpassungsvorschläge zur Berücksichtigung des steigenden Stromverbrauchs bis 2030","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine stärkere Berücksichtigung des bis 2030 deutlich steigenden Stromverbrauchs in allen relevanten rechtlichen und regulatorischen Grundlagen, insbesondere bei den Ausbauzielen für erneuerbare Energien, der Kraftwerksstrategie, dem Strommarktdesign und der Netzentwicklungsplanung. Ziel ist es, Planungssicherheit für Investitionen zu schaffen und Versorgungssicherheit unter Klimaschutzauflagen zu gewährleisten. Der Verband spricht sich zudem für eine beschleunigte Umsetzung und Fortschreibung bestehender Gesetze und Förderkulissen aus, um den Hochlauf des Stromsystems kohärent zu gestalten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über den Bundesbedarfsplan","shortTitle":"BBPlG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbplg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020771","title":"Änderungsvorschläge zur Neufassung der §§ 71 ff. GEG zur technologieoffenen und praktikablen Ausgestaltung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine vereinfachte, praxistaugliche und technologieoffene Neufassung der §§ 71 ff. des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) ein. Ziel ist es, klare, verständliche und adressatengerechte Regelungen zu schaffen, die die Dekarbonisierung des Wärmesektors ermöglichen, ohne unnötige Bürokratie oder Doppelstrukturen zu erzeugen. Der BDEW fordert, dass verbindliche Vorgaben für Infrastrukturbetreiber in das EnWG überführt und die nationale Umsetzung der EPBD sinnvoll mit dem GEG verzahnt wird. Für Gebäudeeigentümer sollen Wahlmöglichkeiten bestehen bleiben, Planungssicherheit gewährleistet und Übergangsfristen realistisch gestaltet werden.","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_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_CITY","de":"Stadtentwicklung","en":"Urban development"},{"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":"RV0020772","title":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der EU-Vorgaben zur Energieversorgungssicherheit","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine intelligente Straffung des bestehenden EU-Rechtsrahmens zur Energieversorgungssicherheit. Ziel ist ein effizienter, entbürokratisierter und krisenfester EU-Rahmen, der die bestehenden Verantwortlichkeiten von Energieunternehmen, Mitgliedstaaten und EU respektiert und stärkt. Der BDEW lehnt eine Zentralisierung auf EU-Ebene ab und spricht sich gegen eine sektorübergreifende Verordnung aus. Er fordert stattdessen sektorbezogene Regelwerke unter Wahrung nationaler Besonderheiten. Vorgaben zur Wasserstoff-Versorgungssicherheit sollten derzeit nicht eingeführt werden, um den Markthochlauf nicht zu gefährden.","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_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":"RV0020773","title":"Ergänzungsvorschläge zum Bundeshaushalt 2026 und zum Wirtschaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine investitionsorientierte Ausgestaltung des Bundeshaushalts 2026 und des KTF zur Absicherung der Transformation der Energieversorgung. Er setzt sich für die Einrichtung eines Förderbudgets für Wasserstoffprojekte, eine verlässliche Finanzierung der Wärmewende, die haushaltsrechtliche Absicherung der Kraftwerksstrategie, sowie die Förderung von CCS-Infrastruktur und energiebezogenen Eigenkapitalinstrumenten ein. Der BDEW lehnt konsumtive Ausgaben aus dem KTF ab und fordert deren Finanzierung aus dem Kernhaushalt, um Planungssicherheit für Investitionen zu gewährleisten.","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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020774","title":"Änderungsvorschläge zum Dritten Gesetz zur Änderung des UWG zur praxistauglichen Umsetzung der EmpCo-Richtlinie","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine rechts- und praxissichere Umsetzung der EmpCo-Richtlinie in das UWG ein. Er fordert Klarstellungen in der Gesetzesbegründung zur zulässigen Nutzung etablierter Begriffe wie „Ökostrom“, „Grünstrom“ oder „Biogas“ auf Basis anerkannter Herkunftsnachweise. Ferner lehnt der BDEW die Gleichbehandlung gesetzlich vorgeschriebener Berichte mit Werbung ab und fordert eine Berücksichtigung der wirtschaftlichen und bürokratischen Belastungen durch Nachweispflichten und mögliche Rebranding-Prozesse. Die Nutzung von Firmennamen mit Umweltbezug soll weiterhin rechtssicher möglich sein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz gegen den unlauteren Wettbewerb","shortTitle":"UWG 2004","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uwg_2004"}],"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020783","title":"Änderungsvorschläge zum Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert gezielte Anpassungen des Lieferkettensorgfaltspflichtengesetzes (LkSG), um dessen Praxistauglichkeit zu verbessern und bürokratische Belastung insbesondere für kleine und mittlere Unternehmen zu reduzieren. Konkret setzt sich der BDEW für längere Intervalle bei Risikoanalysen und Wirksamkeitskontrollen, eine Einschränkung der Berichtspflichten, eine klare Begriffsdefinition sowie eine rein beratende Rolle des BAFA ein. Zudem fordert der BDEW die Einführung einer Wesentlichkeitsschwelle für KMU mit Konzernzugehörigkeit und eine Harmonisierung mit europäischen Vorgaben (z. B. CSRD, CSDDD, EU-Taxonomie)","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die unternehmerischen Sorgfaltspflichten zur Vermeidung von Menschenrechtsverletzungen in Lieferketten","shortTitle":"LkSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/lksg"}],"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_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020784","title":"Änderungsvorschläge zur Abschaffung der Gasspeicherumlage im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert Änderungen am Entwurf zur Abschaffung der Gasspeicherumlage im EnWG, insbesondere zur Ergänzung der §§ 35f und 35g EnWG zur Ergebnisneutralität des Marktgebietsverantwortlichen und zur Berücksichtigung individueller Lieferverhältnisse bei der Pflicht zur Weitergabe der Entlastung. Der BDEW lehnt zudem die vorgesehene Verodnungsermächtigung (§ 35h EnWG-E) ab, da diese einer vollständigen Abschaffung der Umlage widerspricht. Das im parlamentarischen Verfahren eingeführte Saldierungsverbot lehnt der BDEW ab.","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_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":"RV0020785","title":"Einführung von Garantieinstrumenten zur Risikoabsicherung im Wasserstoffmarkthochlauf ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung von Garantieinstrumenten zur Risikoabsicherung für Akteure im Wasserstoffmarkthochlauf, um Investitionsentscheidungen zu ermöglichen. Angesichts fehlender Preis- und Absatzsicherheit, größtenteils fehlender Infrastrukturen und einem teilweise unsicheren, regulatorischen Rahmen in einem nicht etablierten Markt sind gezielte staatliche Maßnahmen erforderlich, um Investitionen in Infrastruktur und Erzeugung frühzeitig und im nötigen Umfang auszulösen. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass vertragliche Risiken in der Phase vor Final Investment Decision durch geeignete öffentliche Absicherungsmaßnahmen reduzieren werden. Diese Maßnahmen sind Voraussetzung für den zügigen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"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\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020786","title":"Einführung von Risikoabsicherungsinstrumenten und Abgabenentlastungen zur Förderung des Wasserstoffhochlaufs","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung staatlicher Garantieinstrumente zur Absicherung zentraler Risiken im Wasserstoffhochlauf, darunter Marktpreis-, Infrastruktur- und ordnungspolitische Risiken. Ziel ist es, Investitionsentscheidungen in der Initial- und Aufbauphase zu ermöglichen und private Finanzierungen abzusichern. Gleichzeitig setzt sich der BDEW für eine Senkung der regulatorisch bedingten Wasserstoffgestehungskosten ein. Hierzu gehören die Beibehaltung oder Ausweitung von Befreiungen bei Umlagen, Netzentgelten und Steuern sowie praxistaugliche Strombezugskriterien für erneuerbaren und kohlenstoffarmen Wasserstoff. Eine technologieoffene Ausgestaltung, Planungssicherheit und Bestandsschutzregelungen sind dafür zentrale Voraussetzungen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"},{"title":"Gesetz zur Finanzierung der Energiewende im Stromsektor durch Zahlungen des Bundes und Erhebung von Umlagen","shortTitle":"EnFG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enfg"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen","shortTitle":"StromNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromnev"}],"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":"RV0020791","title":"Änderungsvorschläge zum Wasserstoffbeschleunigungsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine umfassende Nachbesserung des Regierungsentwurfs zum Wasserstoffbeschleunigungsgesetz ein. Er fordert die Einbeziehung von kohlenstoffarmem Wasserstoff in den Anwendungsbereich, die rechtliche Privilegierung von Wasserstoffanlagen im Bauplanungsrecht sowie eine Gleichstellung von Anlagen zur Wasseraufbereitung als Nebenanlagen. Darüber hinaus fordert der BDEW materiell-rechtliche Erleichterungen im Naturschutzrecht, eine eindeutige Regelung zur Nichtanwendung des Vergaberechts auf Wasserstoffinfrastruktur und einen klaren Vorrang der öffentlichen Wasserversorgung. Die personelle Ausstattung der zuständigen Behörden ist ebenfalls sicherzustellen, um die angestrebte Beschleunigung wirksam umzusetzen.","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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020792","title":"Einführung gesetzlicher Maßnahmen zur Dämpfung der Förderkosten für Erneuerbare Energien im Rahmen der Energiewende","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für kurzfristig wirksame gesetzliche Maßnahmen zur Dämpfung der Förderkosten für Erneuerbare Energien ein, so dass das EEG-Konto entlastet wird. Ziel ist es, die Akzeptanz der Energiewende zu stärken, ohne notwendige Investitionen in Infrastruktur und Versorgungssicherheit zu gefährden. Der BDEW fordert die Bewertung und Priorisierung konkreter Einsparmaßnahmen – insbesondere im Bereich der Netzkosten und Infrastrukturkosten – auf gesetzlicher Grundlage. Die Maßnahmen sollen im Rahmen der anstehenden EEG-Novelle umgesetzt werden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"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_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\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020793","title":"Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets in nationales Energiewirtschaftsrecht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","publicationDate":"2025-11-04","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/21_Legislaturperiode/2025-10-09-G-Aenderung-Mehrs-Uebereink/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetzes-zur-anderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-vorschriften.html"}]},"description":"Der BDEW setzt sich für eine praxistaugliche Umsetzung des europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets in nationales Recht ein. In diesem Rahmen setzt sich der BDEW u. a. für die Einführung einer umfassenden Duldungspflicht für stillgelegte Gasleitung und die Möglichkeit der Aktualisierung der neu einzuführenden Gas- und Wasserstoffverteilnetzpläne alle zwei Jahre 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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"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":"RV0020985","title":"Umsetzungsanforderungen zur nationalen Durchführung der EU-KI-Verordnung 2024/1689","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert im Rahmen des nationalen Durchführungsgesetzes zur europäischen KI-Verordnung eine klare Abgrenzung zu bestehender europäische Digitalgesetzgebung, Rechtssicherheit für Unternehmen sowie eine zentralisierte Aufsicht durch die Bundesnetzagentur. In mehreren Bereichen der KI-Verordnung muss dringend rechtliche Klärung herbeigeführt werden, um die Rechtssicherheit zu erhöhen. Derzeit besteht ein Missverhältnis zwischen Regulierung und Innovationsförderung im Rahmen der KI-Verordnung. Im Rahmen der Stellungnahme werden Maßnahmen zur Innovationsförderung und bürokratiearmen Umsetzung vorgeschlagen. ","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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020995","title":"Umsetzung der EU-Richtlinie 2024/1203 zum strafrechtlichen Umweltschutz - Forderung nach praxistauglicher 1:1-Umsetzung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":true,"draftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Strafrechts - Umsetzung der Richtlinie (EU) 2024/1203 über den strafrechtlichen Schutz der Umwelt","publicationDate":"2025-10-17","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz","shortTitle":"BMJV","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bmjv.de/SharedDocs/Downloads/DE/Gesetzgebung/RefE/RefE_Umweltstrafrecht.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bmjv.de/SharedDocs/Gesetzgebungsverfahren/DE/2025_Umweltstrafrecht.html?nn=110518"}]},"description":"Der BDEW fordert eine schlanke und praxistaugliche Umsetzung der unionsweit einheitlichen Mindeststandards für Umweltstraftatbestände gemäß Richtlinie (EU) 2024/1203. Ziel ist es, Rechtsunsicherheiten für Unternehmen zu vermeiden und durch eine 1:1-Umsetzung der Richtlinie klare und vorhersehbare Anforderungen an wirtschaftliches Handeln zu schaffen. Der BDEW lehnt nationale Verschärfungen über die Vorgaben der EU hinaus ab, um Wettbewerbsnachteile für die deutsche Energiewirtschaft zu verhindern.","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020996","title":"Änderungsvorschläge zum BMI-Bürokratieabbaugesetz zur praxisgerechten Ausgestaltung der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine Nachbesserung des BMI-Bürokratieabbaugesetzes hinsichtlich der vorgesehenen digitalen Ausgestaltung der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung. Die derzeit vorgesehenen Maßnahmen gehen am Bedarf vorbei, da sie nicht zu einer Entlastung, sondern vielmehr zu neuen bürokratischen Anforderungen für Unternehmen führen. Statt praxisgerechter Verfahrensvereinfachung werden zusätzliche digitale Bedingungen eingeführt, die insbesondere bei Vorhaben wie Windenergieanlagen oder dem Stromnetzausbau die Planungsprozesse erschweren. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass lokale Gegebenheiten und Informationsbedarfe besser berücksichtigt und unnötige Zusatzanforderungen vermieden werden.","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":"RV0021348","title":"Einführung einer gesetzlichen Grundlage für Drohnenabwehr durch beliehene KRITIS-Betreiber","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine Ergänzung des Luftsicherheitsgesetzes zur rechtssicheren Schaffung einer Beleihungsgrundlage für Betreiber kritischer Infrastrukturen der Energie- und Wasserwirtschaft. Ziel ist es, eine gesetzlich geregelte Möglichkeit zu schaffen, in begründeten Ausnahmefällen hoheitliche Abwehrmaßnahmen gegen unautorisierte Drohnen durch beliehene Betreiber oder beauftragte Dritte zu ermöglichen. Zudem setzt sich der BDEW für eine gesetzliche Regelung zum Einsatz moderner Effektorik (Laser, High-Power-Microwave) auch durch beliehene Betreiber ein. Die Maßnahmen müssen unter staatlicher Aufsicht erfolgen und dürfen nicht zu einer allgemeinen Abwehrpflicht führen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Luftsicherheitsgesetz","shortTitle":"LuftSiG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/luftsig"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"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_IS_DISASTER_CONTROL","de":"Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe","en":"Civil 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_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_ECONOMY_CONSUMER_PROTECTION","de":"Verbraucherschutz","en":"Consumer protection"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021391","title":"Änderungsvorschläge zum EEG Referentenentwurf und weitere Begleitung des Gesetzgebungsverfahrens","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert eine unkomplizierte Umsetzung der Übererlösabschöpfung, beispielsweise indem die Marktprämie künftig auch negativ werden kann. Die Umsetzung wird dann für die Netzbetreiber rasch möglich und in den IT-Systemen abbildbar. Zudem schlägt der BDEW vor, in der EEG-Novelle auf die Einführung eines neuen Finanzierungsinstruments für Erneuerbare Energien zu verzichten und stattdessen das bestehende EEG nur um die Übererlösabschöpfung zu ergänzen. Ein neues Instrument zur Finanzierung des Ausbaus Erneuerbarer Energien sollte erst nach sorgfältiger Konsultation mit der Energiewirtschaft eingeführt werden, um einen Fadenriss beim EE-Ausbau zu vermeiden. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021397","title":"Wichtige Klarstellungen zur Umsetzung der RED III in der Biomasseverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine praktische Übergangsfrist und notwendige Beschränkung auf die nach dem EEG förderfähigen Tatbestände ein.","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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021489","title":"Bewertung des Entwurfs eines Gesetzes zum Bürokratieabbau in der Gewebeordnung und zur Aufhebung von Berichtspflichten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt die vorgesehene Streichung einzelner Berichtspflichten von Übertragungsnetzbetreibern im Bundesbedarfsplangesetz als Schritt in die richtige Richtung. Allerdings wird darauf hingewiesen, dass hiervon lediglich ein Bruchteil der insgesamt rund 1.050 Berichtspflichten in der Energie- und Wasserwirtschaft betroffen ist. Der BDEW fordert deshalb weiterhin ein eigenständiges Bürokratieentlastungsgesetz, das systematisch die Vielzahl branchenspezifischer Berichtspflichten überprüft und konkrete Entlastungen für Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft schafft.","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":"RV0021490","title":"Änderungsvorschläge zu Paragraph 25a VwVfG im Rahmen des Gesetzes zum Bürokratierückbau","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich dafür ein, dass die Regelungen zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung im Paragraph 25a VwVfG-E praxistauglich ausgestaltet werden. Der Verband fordert insbesondere, den Zeitpunkt der Öffentlichkeitsbeteiligung flexibler zu fassen, die Pflicht zu Übermittlung des \"wesentlichen Inhalts\" zu streichen, die Form der Bekanntgabe beizubehalten und den Anwendungsbereich sachgerecht einzugrenzen. Der BDEW lehnt eine weitergehende Verrechtlichung freiwilliger Beteiligungsformate ab und spricht sich ein echtes Bürokratieabbaugesetz aus, das keine zusätzlichen Belastungen für Vorhabenträger schafft.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verwaltungsverfahrensgesetz","shortTitle":"VwVfG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/vwvfg"}],"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":"RV0021851","title":"Anpassungsvorschläge zur Konsultation zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes im Jahr 2026","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich im Rahmen der Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes für eine umfassende Überarbeitung des Ausschreibungsdesigns, Investitionsrahmens und der Flächenentwicklungsplanung im Jahr 2026 ein, um den Offshore-Wind-Ausbau anschließend erfolgreich, planungssicher und kosteneffizient fortsetzen zu können. Der BDEW fordert dabei unter anderem die Einführung von zweiseitigen Contracts-for-Difference (CfDs) mit einer geeigneten Indexierung sowie die Umsetzung mehrerer Optimierungsmaßnahmen bezüglich der Flächenplanung für eine höhere Kosteneffizienz im Offshore-Wind-Ausbau. ","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_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":176,"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. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-04-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006405","regulatoryProjectTitle":"Hinweise zum Green Paper Transformation Gas-/Wasserstoff-Verteilernetze als Grundlage für Änderungen im Rechtsrahmen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9d/35/330985/Stellungnahme-Gutachten-SG2407040021.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":"Bitte um Unterstützung – Änderungen am Rechtsrahmen für die Transformation der Gasnetzinfrastruktur dringend erforderlich\r\nSehr geehrte Frau Staatsministerin,\r\ndie Frage nach der Zukunft der mehr als 500.000 Kilometer langen Gas-netzinfrastruktur in Deutschland ist für die Kommunen und die Energie-versorger von großer Bedeutung. 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 des § 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":"Vorschläge zur Einbeziehung aller Wärmeversorgungsoptionen (Wasserstoff) im Rahmen der Wärmewende","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":"Vorschläge zur Einbeziehung aller Wärmeversorgungsoptionen (Wasserstoff) im Rahmen der Wärmewende","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":"Vorschläge zur Einbeziehung aller Wärmeversorgungsoptionen (Wasserstoff) im Rahmen der Wärmewende","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":"Vorschläge zur Netzplanung im Rahmen der Systementwicklungsstrategie (SES)","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":"Hinweise zur Umsetzung und Einführung der 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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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, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder 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\nBerlin, 18. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nEntwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energiebereich, zur Ände-rung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmli-chen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts\r\nvom 10. Juli 2025\r\nzum Referentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie zum\r\nSeite 2 von 29\r\nInhalt\r\n1 Zusammenfassung .........................................................................................4\r\n2 Zu Art. 1 – Änderungen im EnWG ....................................................................9\r\n2.1 Regelungen zu Endkundenmärkten ............................................................... 9\r\n2.2 Änderungen im Redispatch ............................................................................ 9\r\n2.3 Gasspeichergesetz ........................................................................................ 10\r\n2.4 Abschaffung der Gasspeicherumlage ........................................................... 10\r\n2.5 Übergangsversorgung in Mittelspannung und Mitteldruck sowie in der Umspannung von Niederspannung zur Mittelspannung, § 38a EnWG ....... 10\r\n2.6 Energy Sharing, § 42c EnWG ........................................................................ 13\r\n2.7 Lieferantenwechsel, § 20a Absatz 2 Satz 4 und Absatz 3 EnWG.................. 15\r\n2.8 Gemeinsame Internetplattform der Netzbetreiber für die Abwicklung des Netzzugangs, § 20b EnWG............................................................................ 15\r\n2.9 Erweiterung der Veröffentlichungspflichten, § 23c Abs. 2a und 2b EnWG-E ...................................................................................................................... 17\r\n2.10 Planung- und Zulassungsrecht, elektromagnetische Beeinflussung ............ 20\r\n2.11 Fehlerhafte Gebote und Ausdehnung des Grads des Verschuldens in den §§ 95 und 95a EnWG ......................................................................................... 20\r\n2.12 Übergangsregelung für das Zertifizierungsverfahren der Wasserstofftransportnetzbetreiber, § 118 Absatz 3 EnWG......................... 21\r\n2.13 Verordnungsermächtigung und Übergangsregelung für eine Haftung, § 11 Absatz 3 und § 118 Absatz 2 EnWG.............................................................. 22\r\n2.14 Übergangsregelung für den Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen, § 118 Abs. 4 EnWG ....................................................................................... 22\r\n2.15 Weitere erforderliche Änderungen .............................................................. 22\r\n3 Zu Art. 17 - Änderung des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz ........................................................................................ 24\r\n§ 22 NABEG – Nachbeteiligungen nach dem VwVfG nicht erschweren .................. 24\r\nSeite 3 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\n4 Zu Art. 18 - Änderung des Messstellenbetriebsgesetzes .................................. 24\r\n5 Artikel 24 - Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes .............................. 25\r\n6 Zu Art. 26 – Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes................................. 26\r\n6.1 Umstellung der Korrekturmengen auf finanziellen Ausgleich ..................... 26\r\n6.2 Umlagebefreiung für Verlustenergie............................................................ 27\r\n6.3 Fehlende beihilferechtliche Genehmigung, Anpassung der Meldepflichten ...................................................................................................................... 28\r\nHinzukommen Themenpapiere zu folgenden Themen:\r\n•\r\nEndkundenmarkt\r\n•\r\nÄnderungen im EnWG zur Netz- und Systemsicherheit\r\n•\r\nEnergy Sharing\r\n•\r\nPlanungs- und Zulassungsrecht und elektromagnetische Beeinflussung\r\n•\r\nEffektiver Rechtsschutz\r\n•\r\nMessstellenbetriebsgesetz\r\n•\r\nAnlagensteuerbarkeit\r\nSeite 4 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\n1 Zusammenfassung\r\nDer BDEW nimmt nachfolgend Stellung zum Referentenentwurf eines „Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes im Energie-bereich, zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften sowie zur rechtsförmlichen Bereinigung des Energiewirtschaftsrechts“ vom 10. Juli 2025. Der Entwurf ist noch nicht ress-ortabgestimmt.\r\nDer vorliegende Referentenentwurf ist umfangreich und das geplante Artikelgesetz umfasst Vorschläge, die eine ganze Reihe verschiedener Bereiche der Energieversorgung betreffen. Zum Teil sind die Regelungen sehr komplex. Da nicht erkennbar ist, welche der Vorschläge be-reits unverändert Gegenstand vorangegangener Gesetzgebungsverfahren waren, welche neu hinzugekommen oder geändert worden sind, bedarf es auch für diese Stellungnahme des BDEW der sorgfältigen Prüfung und Rückkopplung mit den Unternehmen. Dies gilt insbeson-dere, weil auch die erwähnten vorangegangen Verfahren in großer Eile und mit kurzen Rück-meldefristen durchgeführt wurden. Insgesamt ist daher eine Rückmeldefrist für die Verbände von effektiv 6 Arbeitstagen deutlich zu kurz und bleibt hinter den im Koalitionsvertrag ange-kündigten 4 Wochen zurück.\r\nDie Erstellung einer dem Thema angemessen fundierten Stellungnahme unter Beteiligung der betroffenen Unternehmen in den Verbandsgremien war in der vom BMWE gesetzten Frist nicht möglich. Der BDEW unterstützt die im Koalitionsvertrag enthaltenen Aussagen zur guten Gesetzgebung vollumfänglich. Der BDEW fordert die Ministerien daher mit Nachdruck und zum wiederholten Male dazu auf, künftig auskömmlich bemessene Fristen für die Erarbeitung von Stellungnahmen vorzusehen und den im Koalitionsvertrag vorgesehenen Praxischeck in der Frühphase von Gesetzgebungsverfahren Wirklichkeit werden zu lassen.\r\nAuch die vorliegende Energierechts-Novelle muss sich an den politischen Vorgaben des Koaliti-onsvertrages messen lassen und so unbürokratisch wie möglich ausgestaltet werden. Der Koa-litionsvertrag ist hier sehr klar:\r\n•\r\nKeine bürokratische Überfüllung bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht (Rz 2012)\r\n•\r\nUnnötige Belastungen durch die europäische Ebene werden verhindert (Rz 2002)\r\n•\r\nDatenerhebungen und Meldungen für Unternehmen werden reduziert (Rz 1976)\r\n•\r\nBürokratie in gesetzlichen Vorschriften wird reduziert (Rz 1969)\r\n•\r\nOne in, two out (Rz 1957)\r\n•\r\nGesetze, die nicht gemacht werden müssen, werden nicht gemacht (Rz 1866)\r\nSeite 5 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nDer BDEW wird in dieser Stellungnahme und auch bei allen weiteren Stellungnahmen zu Ge-setzen und Verordnungen ein besonderes Augenmerk auf die Bürokratie legen. Die Unterneh-men der Energiewirtschaft werden seit Jahren mit immer weiteren Pflichten belegt, deren Er-füllung nicht dem Erfolg der Unternehmung zu gute kommt, sondern allein behördlichen Mo-nitoring- und Kontrollwünschen entspricht.\r\nIn dem vorliegenden Entwurf sind dies insbesondere die Regelungen zum Endkundenmarkt, Vorgaben zur Gemeinsamen Energienutzung (“Energy Sharing”) und zum Monitoring. Sie sind in hohem Maße bürokratisch und übersteigen die europäischen Vorgaben. Auch zu weiteren Regelungen, die aus BDEW-Sicht bürokratisches Belastungspotential beinhalten, hat der BDEW in seiner Stellungnahme entsprechende Hinweise und Verbesserungsvorschläge hinter-legt.\r\nIn der nachfolgenden Stellungnahme werden die grundlegenden Regelungen des Gesetzes an-gesprochen und bewertet. Eine detaillierte Auseinandersetzung erfolgt in den Themenpapie-ren, auf die in der Stellungnahme soweit erforderlich verwiesen wird. So ist eine rasche Ge-samtbewertung, wie auch eine gesonderte Auseinandersetzung mit einzelnen Themen im De-tail möglich.\r\nZusammenfassend bewertet der BDEW den Entwurf wie folgt:\r\n•\r\nDer gesamte Entwurf ist im Hinblick auf den Abbau von bürokratischen Belastungen gründlich zu prüfen. Auch wenn es sich zum Teil nur um einzelne Datenmeldepflichten handelt, so muss mit dem Abbau der Bürokratie jetzt begonnen werden.\r\n•\r\nEndkundenmärkte: Die Regelungen zu Absicherungsstrategien im Strombereich stär-ken die Rolle der Bundesnetzagentur (BNetzA) gegenüber unseriösen Anbietern. Aller-dings ist es aus Sicht des BDEW dringend notwendig, klare Kriterien und transparente Befugnisse für die BNetzA für die Einschätzung der Risikostrategien der Lieferanten bei der Beschaffung zu definieren, die weiterhin Wettbewerb und individuelle Unterneh-mensstrategien in der Beschaffung ermöglichen. Diese Kriterien sollten die in den Un-ternehmen gelebte Praxis des Risikomanagements widerspiegeln. Bezüglich der EnWG-Regelungen zur Weitergabe gesunkener Preisbestandteile in § 41 Abs. 6 EnWG-E sollte geprüft werden, inwieweit hier auch Kostensteigerungen der vom Lieferanten nicht beeinflussbaren Preisbestandteile berücksichtigt werden können.\r\nSeite 6 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nDies würde ein\r\nen wesentlichen Schritt zu einem stärkeren Bürokratieabbau für Liefe-ranten und Kunden bedeuten.\r\n•\r\nGemeinsame Energienutzung (Energy Sharing): Die Vorgaben zur Gemeinsamen Ener-gienutzung setzen die Strombinnenmarktrichtlinie um, sollten aber dringend auf das notwendige Maß beschränkt werden. Der Gesetzgeber sollte im Sinne der Kosten-Nut-zen-Effizienz keine Detailvorgaben zur Umsetzung und Abwicklung in der Praxis treffen, sondern die Umsetzung durch eine BNetzA-Festlegung vorsehen. So können die Kosten und Nutzen sorgfältig abgewogen und Regelungen im Sinne einer sinnvollen Umset-zung in der Praxis getroffen werden. Festzuhalten bleibt, dass das Energy Sharing die bilanzielle Abwicklung ändert, aber nicht zu einer physikalischen Änderung im Netz oder gar einer Entlastung des Netzes beiträgt. Zudem geht der BDEW nicht davon aus, dass durch die Regelung der Zubau Erneuerbarer Energien gesteigert wird. Sie kann aber – gut gemacht - einen Beitrag zur Akzeptanz und Beteiligung von Bürgern an der Energiewende leisten und entsprechende Teilhabe ermöglichen. Teilhabe und damit die Nutzung von Rechten geht allerdings auch mit Pflichten einher und auch hier gilt der Grundsatz, dass Kosten verursachungsgerecht zugeordnet werden. Dies gilt umso mehr als die Umsetzung des Energy Sharing je nach Ausgestaltung erheblichen Auf-wand und Kostenverursachen kann. Kosten und Aufwand müssen auch beim Energy Sharing im angemessenen Verhältnis zum jeweiligen Nutzen stehen. Daher ist es rich-tig, dass der Referentenentwurf grundsätzlich die Pflicht zur Abwicklung sowie die Kos-ten auch bei den Nutzern des Konzepts sieht. Allerdings ist darauf zu achten, dass auch weitere Kosten nicht zu lasten der Allgemeinheit der Netznutzer gehen. So sollte das Recht zur gemeinsamen Energienutzung räumlich auch langfristig nicht über das Bilan-zierungsgebiet hinaus gehen und die gewünschte vereinfachte Abwicklung der Energie-lieferung darf nicht ausschließlich anderen Marktteilnehmern zugewiesen werden. Zu-mindest muss der Aufwand, der für alle anderen Marktteilnehmer für die gewünschte automatisierte Abwicklung entsteht, transparent dargestellt und mit möglichst kosten-günstigen Umsetzungsoptionen sehen werden. Diese Umsetzungsoptionen sind mit der Branche im Hinblick auf eine kostengünstige Umsetzung zu besprechen. Die Fristen zur Umsetzung sind demgemäß angemessen auszugestalten.\r\n•\r\nInternetplattform für Netzzugang und weitere Anwendungen: Kosten und Nutzen ei-ner zentralen Internetplattform für den Netzzugang sowie zur Abwicklung des Energy Sharings müssen im Sinne einer effizienten Umsetzung vor einer gesetzlichen Festle-gung mit der Branche besprochen werden. Dabei ist zu bedenken, dass ein Eingriff in bestehende Abläufe und Prozesslandschaften zu erheblichem Mehraufwand und auch\r\nSeite 7 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nVerzögerungen an anderen Stellen führen kann.\r\nEs gilt die bestehenden Instrumente der Branche (Netzanschlussportal, VNB Digital und Marktkommunikationsprozesse) mit ihren jeweiligen Stärken zu verbinden.\r\n•\r\nEffizienter Rechtsschutz: In der Folge der EuGH-Entscheidung werden aktuell beste-hende Verordnungen durch Festlegungen der Regulierungsbehörde abgelöst. Dazu will die Behörde gestufte Rahmen- und Methodenfestlegungen sowie Einzelgenehmigun-gen erlassen. Ohne eine Rechtsänderung wären die Netzbetreiber gezwungen allein zur Wahrung ihrer Rechtsposition bereits die abstrakt-generellen Vorentscheidungen der Regulierungsbehörde gerichtlich anzufechten. Es gilt diese unnötigen Gerichtsver-fahren und -kosten zu vermeiden. Sie würden die Gerichte und alle Beteiligten über die Maßen belasten und wären letztlich nur wenig effizient. Der BDEW schlägt daher vor, eine Inzidentkontrolle bei der individuellen Entscheidung gesetzlich festzuschreiben. Diese muss noch vor Inkrafttreten des von der BNetzA neu gestalteten Regulierungs-rahmens in Kraft treten.\r\n•\r\nRedispatch: Der BDEW begrüßt die Anpassungen und Ergänzungen in § 14 EnWG-E, mit denen der bilanzielle Ausgleich auf Verteilernetzebene in einer Übergangsphase ausgesetzt werden soll. Dadurch wird in den kommenden Jahren die Möglichkeit für ein schrittweises Vorgehen zur Schaffung eines verteilnetzweit umsetzbaren und effi-zienten Redispatch 2.0 geschaffen. Im Detail sieht der BDEW aber noch Nachbesse-rungsbedarf.\r\n•\r\nMessstellenbetriebsgesetz: Positiv ist, dass die Vorgaben des MsbG zur Steuerung über intelligente Messsysteme nun mit den Regelungen im EEG harmonisiert werden sollen. In der Praxis wird die Steuerung über an ein Smart-Meter-Gateway angebun-dene Steuereinrichtungen aber vielfach erst nach dem 31. Dezember 2027 realistisch möglich. Für eine praxistaugliche Übergangsregelung müssen noch die Vorgaben zur Ausstattungsverpflichtung und für die Rollout-Quoten entsprechend angepasst wer-den. Messstellen, die zunächst nur mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet werden, sollten bereits auf die Rolloutquote einzahlen, auch wenn die moderne Steue-rungstechnik zu einem späteren Zeitpunkt nachgerüstet bzw. in Betrieb genommen wird.\r\n•\r\nEU-Gasbinnenmarktpaket: Der BDEW fordert weiterhin nachdrücklich die zeitnahe Umsetzung des im letzten Jahr in Kraft getretenen Gas- und Wasserstoffbinnenmarkt-pakets sowie weiterer erforderlicher Transformationsregelungen, damit die\r\nSeite 8 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nVerteilernetzbetreiber die Instrumente in die Hand bekommen, die sie für eine erfolg-\r\nreiche Transformation ihrer Netze benötigen. Nur so kann für alle beteiligten Akteure, nicht zuletzt auch die Netznutzer, langfristig Planungs- und Investitionssicherheit und damit Vertrauen in das Gelingen der Energiewende geschaffen werden.\r\n•\r\nEnergiefinanzierungsgesetz: Die vom BDEW seit Längerem geforderte Umstellung im Energiefinanzierungsgesetz auf einen rein finanziellen Ausgleich der Korrekturmengen im EE-Belastungsausgleich sehen wir sehr positiv.\r\nIm Einzelnen positioniert der BDEW sich wie folgt:\r\nSeite 9 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\n2 Zu Art. 1 – Änderungen im EnWG\r\n2.1 Regelungen zu Endkundenmärkten\r\nDer neue § 5 Abs. 4a EnWG-E setzt die Bestimmungen des Art. 18a der ergänzten Richtlinie 2019/944 in nationales Recht um. Die Regelung basiert auf den Erfahrungen der Energiepreis-krise 2022 als mehrere Lieferanten aufgrund ihrer spotbasierten Beschaffungsstrategie Insol-venz anmelden mussten. Deren Kunden wurden dann dem jeweiligen Grundversorger zuge-führt, der die fehlenden Strommengen wiederum zu hohen Preisen am Spotmarkt beschaffen musste und die Kosten dafür auf seine Bestandskunden umlegte.\r\nWie in der Gesetzesbegründung dargelegt, praktizieren die meisten Versorger heute umfang-reiches Risikomanagement. Die Risikovorsorge ist aufgrund § 91 Abs. 2 AktG gesetzlich ver-pflichtend und betrifft Aktiengesellschaften und – folgend der Begründung der Bundesregie-rung zum KonTraG (BT-Drucksache 13/9712) – auch GmbHs. Da diese Regelungen auf den Fortbestand der Gesellschaft als Ganzes zielen, ist das dadurch geforderte Risikomanagement umfassender als eine bloße Absicherung des Marktpreisrisikos für Stromlieferungen. Der Ge-setzgeber sollte daher unmissverständlich klarstellen, dass ein aufgrund § 91 Abs. 2 AktG oder vergleichbarer Regelungen implementiertes Risikomanagementsystem, das zudem regelmäßig von einem Wirtschaftsprüfer auditiert wird (z.B. nach IDW PS 340), geeignet ist, die Vorgaben aus § 5 Abs. 4a EnWG-E zu erfüllen. Andernfalls entsteht für die Lieferanten das regulatorische Risiko, mit ihren Risikomanagementsystemen diese Vorgaben nicht zu erfüllen und folglich Im-plementierungsaufwand für zusätzliche, im Zweifel sogar redundante Risikomanagementsys-teme. Dies gilt es im Hinblick auf eine kostengünstige Energieversorgung zu vermeiden. In je-dem Fall darf die Bewertung der Angemessenheit von Risikostrategien nicht einseitig, sondern muss transparent und auf Basis bestehender wettbewerbsneutraler Kriterien erfolgen.\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich und mit konkreten Formulierungsvorschlägen das Themenpa-pier „Endkundenmarkt“\r\n2.2 Änderungen im Redispatch\r\nMit den in § 14 EnWG vorgesehenen Änderungen zum Redispatch soll die Verpflichtung der Stromverteilernetzbetreiber (VNB) zur Bereitstellung des bilanziellen Ausgleichs und das Recht der VNB zur Abnahme des bilanziellen Ausgleichs von Redispatch-Maßnahmen in einer Über-gangsphase bis zum 1. Januar 2032 grundsätzlich ausgesetzt werden. In dieser Phase soll die BNetzA gleichzeitig ermächtigt werden, den bilanziellen Ausgleich im Verteilernetz, auch teil-weise, mit einer entsprechenden Festlegung zu regeln\r\nSeite 10 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nAus Sicht des BDEW gehen die Anpassung grundsätzlich in die richtige Richtung. Begrüßens-wert ist insbesondere, dass die gesetzlichen Rahmenbedingungen des EnWG für den Redis-patch 2.0 angepasst und weiter entwickelt werden sollen. Zudem können die geplanten An-passungen, flankiert durch entsprechende Festlegungen der BNetzA, mehr Rechtssicherheit für den bilanziellen Ausgleich im Verteilernetz schaffen. Es besteht aber auch Verbesserungs-bedarf.\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich und mit konkreten Formulierungsvorschlägen das Themenpa-pier „Netz- und Systemsicherheit“\r\n2.3 Gasspeichergesetz\r\nDer BDEW begrüßt die Streichung von § 35b Abs. 2 EnWG. In § 35b Abs. 4 Satz 2 Nr. 3 EnWG sollte klargestellt werden, dass sonstige im Zusammenhang mit der Erfüllung der Füllstands-vorgaben relevante Informationen nur auf Verlangen der Bundesnetzagentur zur Verfügung gestellt werden müssen, da diese selbst am besten einschätzen kann, welche zusätzlichen In-formationen sie benötigt.\r\nIn § 35b Abs. 4 Satz 3 EnWG muss richtigerweise auf Satz 2 des gleichen Absatzes und nicht auf Satz 3 verwiesen werden. Der Verweis auf § 35b Abs. 2 Satz 3 EnWG ist entsprechend re-daktionell zu berichtigen.\r\n2.4 Abschaffung der Gasspeicherumlage\r\nDie Bundesregierung hat im Koalitionsvertrag sowie in verschiedenen Verlautbarungen im Nachgang die Abschaffung der Gasspeicherumlage angekündigt. Wenn die komplette Abschaf-fung der Gasspeicherumlage - und nicht nur ein Ausgleich des Umlagekontos zum Jahresende 2025 - beabsichtigt ist, dann ist auch Rechtssicherheit durch die Anpassung der gesetzlichen Regelung im EnWG - § 35e Umlage der Kosten des Marktgebietsverantwortlichen; Finanzie-rung – zu schaffen. Eine solche Änderung muss frühzeitig erfolgen, sodass die Marktakteure die geänderten Bedingungen in ihren Kundenbeziehungen umsetzen können.\r\n2.5 Übergangsversorgung in Mittelspannung und Mitteldruck sowie in der Umspannung von Niederspannung zur Mittelspannung, § 38a EnWG\r\n§ 38a EnWG-E orientiert sich an den vom BDEW im Jahr 2024 eingebrachten Entwurf für eine freiwillige Vereinbarung einer Übergangsversorgung. Grundsätzlich schafft § 38a EnWG-E eine gesetzlich verankerte Möglichkeit einer bilateralen Zuordnung von Letztverbrauchen ohne Lie-fervertragszuordnung zu einem definierten Übergangsversorger und ist daher im Grundsatz zu\r\nSeite 11 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nbegrüßen. Gleichwohl ist anzumerken, dass der vorgesehene § 38a EnWG-E keine vollumfäng-liche Lösung für die mit dem BGH-Urteil vom 17. September 2024 (Az. EnZR 57/23) entstande-nen Unsicherheiten darstellt. Insbesondere für die Fälle, in denen keine freiwillige Vereinba-rung zwischen Grundversorger und Betreiber eines Elektrizitäts- oder Gasverteilernetzes über eine Übergangsversorgung zustande kommt oder eine Übergangsversorgung aufgrund wirt-schaftlicher Gründe, die insbesondere in der Zahlungsfähigkeit des Letztverbrauchers liegen können, unzumutbar ist, schafft § 38a EnWG-E keine Abhilfe. Würde der Netzbetreiber in die-sen Fällen die entnommenen Energiemengen einem anderen Versorger zuordnen, müssten alle überregionalen Versorger außerhalb ihres Grundversorgungsgebietes Regelungen und Ab-läufe vorhalten. Denkbar wäre, dass eine Zuordnung dabei sogar erfolgen könnte, wenn im Vorversorgungsfall der betroffene Lieferant und/oder der Letztverbraucher den Liefervertrag selbst gekündigt hätten. Im Fall einer Zuordnung wäre der betroffene Energielieferant weitge-hend schutzlos gestellt. Eine rechtssichere Klärung für den Umgang mit diesen Tatbeständen ist insbesondere vor dem Hintergrund des oben genannten BGH-Urteils unumgänglich und sollte in Form eines möglichen § 38a Abs. 11 EnWG sollte vom Gesetzgeber aufgegriffen wer-den.\r\n§ 38a Abs. 5 EnWG-E sieht eine Berücksichtigung der Bestimmungen nach § 41 EnWG bei der Übergangsversorgung vor. § 41 EnWG gilt jedoch nur für Verträge. § 38a EnWG-E begründet indes ein gesetzliches Schuldverhältnis, wenn die Bedingungen einer Übergangsversorgung ge-geben sind. Durch den Verweis auf § 41 EnWG würden für die Übergangsversorgung hohe Transparenzanforderungen gelten, die sonst nur für Verträge gelten. In Bezug auf diese Trans-parenzanforderungen ist die hohe Schutzbedürftigkeit der Kunden in höheren Spannungs- und Druckebenen aus Sicht des BDEW nicht nachvollziehbar. Dadurch würden Kunden in der Über-gangsversorgung bessergestellt sein, als Kunden in der Ersatzversorgung, auf die der § 41 EnWG keine Anwendung findet. Der Verweis auf § 41 ist daher zu streichen.\r\n§ 38a Abs. 7 EnWG-E sieht eine Deckelung der Preise für die Übergangsversorgung vor. Auf-grund der mit der Übergangsversorgung eingehenden wirtschaftlichen Risiken sollte ein höhe-res Entgelt in den Grenzen der Angemessenheit möglich sein.\r\nDurch eine Beibehaltung einer Preisdeckelung bestünde die Gefahr, dass Grundversorger keine Vereinbarung einer Übergangsversorgung nach § 38a EnWG-E eingehen und daher das Instrument seine Wirkung verliert. Im Übrigen obliegt eine Überprüfung der Angemessenheit bzw. Billigkeit der Preisgestaltung den Kartellbehörden. Ebenfalls ist im Vergleich zu dem Wortlaut und Begründung des früheren § 118c Abs. 3 EnWG das Wort “kurzfristigen” zu strei-chen. Ein Übergangsversorger dürfte - je nach möglicher Planung/Abschätzung der Energie-mengen - nicht zwingend die Energie ausschließlich “kurzfristig” beschaffen. Um hier klarstel-lend mehr flexiblere Beschaffungsmöglichkeiten zuzulassen, die sich auch ggf. für die\r\nSeite 12 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nbetroffenen Letztverbraucher positiv auswirken können, sollte diese redaktionelle Streichung vorgenommen werden.\r\nIm Weiteren orientiert sich der Referentenentwurf in § 38a Abs. 6, 7 und 10 EnWG-E an der Begrifflichkeit der „Allgemeinen Preise“ in Anlehnung an den bestehenden §§ 36 und 38 EnWG. In höheren Spannungs- und Druckebenen finden im Gegensatz zur Grund- und Ersatz-versorgung (Gesamtpreismodell) Preisformeln geschäftsüblich Anwendung. Dies könnte zu Verwechslungen und Missverständnissen bei allen Akteuren führen. Zumindest in der Geset-zesbegründung sollte klargestellt werden, dass auch Preisformeln und ähnliche Preismodelle als „Allgemeine Preise“ verstanden und angewendet werden dürfen.\r\nDer BDEW sieht in der Mitteilungspflicht über geplante Änderungen der Allgemeinen Bedin-gungen und Allgemeinen Preise an die Regulierungsbehörde gem. § 38a Abs. 6 Satz 4 EnWG-E einen unnötig hohen Bürokratieaufwand. Selbst § 38 Absatz 3 EnWG sieht eine solche Ver-pflichtung für die Ersatzversorgung nicht vor. Eine Mitteilung an die Regulierungsbehörde ist als Wirksamkeitsvoraussetzung weder zeitgemäß noch notwendig. Mit Veröffentlichung der geänderten Allgemeinen Bedingungen und Allgemeinen Preise auf der Internetseite des Über-gangsversorgers sind diese Informationen allen Marktteilnehmern bekannt. Eine zusätzliche Mitteilung an die Regulierungsbehörde wird als redundant betrachtet. § 38a Abs. 6 Satz 4 EnWG-E sollte daher entfallen. Gleiches gilt für die Vorhaltung der Allgemeinen Preise der letzten 6 Monate auf der Internetseite des Übergangsversorgers gem. § 38a Abs. 6 Satz 6 EnWG-E.\r\nEs wird vorgeschlagen, in § 38a Abs. 7 Nr. 2 EnWG-E die Worte “im Grundversorgungsgebiet des Übergangsversorgers” einzufügen. Analog zur Ersatzversorgung muss es möglich sein, diese Kostenbestandteile in dem Preis der Übergangsversorgung (u.a. Netznutzungs- und Messentgelte, Konzessionsabgabe) als Durchschnittswert zu berechnen, sofern der Über-gangsversorger Grundversorger in mehreren Netzgebieten ist.\r\nNach § 38a Abs. 10 Satz 5 EnWG-E ist der Netzbetreiber nach fristloser Beendigung durch den Übergangsversorger lediglich berechtigt statt verpflichtet, eine Sperrung durchzuführen. Dadurch würde dem Lieferanten die Möglichkeit fehlen, die Sperrung gegenüber den Netzbe-treibern durchzusetzen und sich gegebenenfalls schadlos zu halten. Dies stellt eine Ver-schlechterung gegenüber der aktuellen Regelung im Lieferantenrahmenvertrag dar, wonach der Netzbetreiber auf Anweisung des Lieferanten zur Sperrung binnen 6 Werktagen verpflich-tet ist. In Verbindung mit dem BGH-Urteil droht hier eine „Endlosschleife der Endkundenbelie-ferung“ durch den Übergangsversorger. Eine unverzügliche Sperrung durch den Netzbetreiber sollte daher verpflichtend sein.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 13 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nAuch verliert § 38a Abs. 4 EnWG-E aufgrund des 24h-Lieferantenwechsel (BK6-22-024 / BK6-24-174) seine Wirkung, da der zur Verfügung stehende Zeitraum im § 38a Abs. 4 EnWG-E (nach Kenntnis eines drohenden vertragslosen Zustandes), in dem dies vom VNB festgestellt werden kann, auf wenige Stunden vor Eintreten des Ereignisses begrenzt und ab diesem Zeit-punkt nicht mehr umkehrbar ist. Zudem passt § 38a Abs. 10 nicht zu den prozessualen Abläu-fen des 24h-Lieferantenwechsels (BK6-22-024 / BK6-24-174). Dies führt dazu, dass Energie-mengen im Markt nach Ablauf der 14 Werktage keinem Bilanzkreis mehr zugeordnet sind (Wi-derspruch zu § 4 Abs. 3 StromNZV). Grundsätzlich besteht eine große Diskrepanz der Fristen-vorgaben des 24h-Lieferantenwechsels zu einem mit erhöhtem wirtschaftlichem Risiko ver-bundenen Übergangsversorgung in höheren Druck- und Spannungsebenen.\r\nHintergrund ist, dass wegen der Vorgaben der BNetzA zum 24h-Lieferantenwechel sowohl der Netzbetreiber als auch der Übergangsversorger erst 24h vor dem geplanten regulären Liefer-ende konkrete Maßnahmen ergreifen können, da bis dahin ein neuer Lieferant die Lieferstelle anmelden könnte.\r\n2.6 Energy Sharing, § 42c EnWG\r\nDie vorgesehene Regelung zur gemeinsamen Nutzung von Energie aus erneuerbaren Anlagen unter § 42c EnWG-E (Energy Sharing) setzt die Vorgaben aus Art. 15a der novellierten Strom-binnenmarktrichtlinie um, geht jedoch mit Blick auf den Zeitpunkt der Anwendung und des Umfangs deutlich über die Mindestanforderungen aus der Richtlinie hinaus. Diese sieht vor, Letztverbrauchern die Teilhabe am Energiemarkt weiter zu vereinfachen und ist vor diesem Hintergrund grundsätzlich positiv. Gleichzeitig weist der BDEW auf die erhebliche Komplexität der praktischen Umsetzung hin und fordert eine richtliniengetreue, aber praxistaugliche Aus-gestaltung.\r\nDie Vorgaben zur Gemeinsamen Energienutzung sollten in ihrem Umfang auf das beschränkt werden, was gemäß den Vorgaben der Strombinnenmarktrichtlinie zwingend erforderlich ist und auch hier sollte der Gesetzgeber keine unnötigen Detailvorgaben zur Umsetzung und Ab-wicklung in der Praxis treffen. Kosten und Aufwand müssen auch beim Energy Sharing dort an-fallen, wo der Nutzen entsteht.\r\nDie Abwicklung des Energy Sharing sollte im Rahmen einer Festlegung durch die BNetzA erfol-gen, um Flexibilität und eine sinnvolle Integration in bestehende Marktprozesse zu ermögli-chen. Dieses Vorgehen wäre europarechtskonform und würde deutlich mehr Flexibilität bie-ten, um es in bestehende Marktkommunikationsprozesse oder in bereits anstehende Markt-kommunikationsprojekte (bspw. das BNetzA-Festlegungsverfahren zur zukünftigen Aggrega-tion und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub)) sinnvoll zu integrieren.\r\nSeite 14 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nInsbesondere die zeitlichen Abhängigkeiten und Wechselwirkungen sind zwingend durch die BNetzA abzustimmen, sodass Synergieeffekte gehoben werden können.\r\nZusätzliche Aufgaben für Netzbetreiber und Lieferanten sieht der BDEW kritisch, da die Res-sourcen in der Branche bereits durch zahlreiche Digitalisierungs- und Transformationsprojekte stark gebunden sind. Die Unternehmen brauchen Zeit für die Durchführung und Konsolidie-rung der erheblichen IT-Projekte.\r\nWir weisen darauf hin, dass für das Gesamtkonzept weitere Maßnahmen erforderlich sind. So setzt bspw. Österreich für das Energy Sharing staatliche Mittel aus dem Energie- und Klima-fonds ein. Es wurde eigens eine Koordinationsstelle für Energiegemeinschaften gegründet, die die möglichen Nutzer aufklärt, berät, Musterverträge zur Verfügung stellt und fördert.\r\nHinsichtlich des Umfangs der teilnahmeberechtigen Anlagen geht der BDEW davon aus, dass sowohl Bestands- als auch Neuanlagen nach EEG erfasst sind. Die gemeinsame Nutzung sollte sich darüber hinaus zunächst auf eine Anlage je Letztverbraucher beschränken; eine Mehr-fachteilnahme sollte erst nach Auswertung praktischer Erfahrungen geprüft werden.\r\nZudem wird eine Klarstellung zur Definition von „Anlage“ und zur Ermittlung der Leistungs-grenzen (für § 42c Abs. 7 EnWG) gefordert. Dabei bietet sich für die Frage, ob es sich um eine oder mehrere Anlagen handelt, die Bezugnahme auf den technischen Anlagenbegriff an. Eine Zusammenfassung ist nur bei Solaranlagen angezeigt, die hinter demselben Netzanschluss-punkt betrieben werden. Diese Zusammenfassung sollte für die Anlagen gelten, die hinter ei-nem Netzanschluss für die Zwecke der gemeinsamen Energienutzung messtechnisch zusam-mengefasst werden sollen, d.h. auf die Anlagen, die für die gemeinsame Energienutzung be-rücksichtigt werden sollen.\r\nWährend § 42c Abs. 1 Nr. 7 EnWG-E bereits die Zählerstandsgangmessung für die Erfassung der erzeugten und gespeicherten Elektrizität vorsieht, sollte diese Messmethode auch in Ab-satz 1 Nr. 6 für den Strombezug aufgenommen werden. Nur so ist eine konsistente und praxis-taugliche Abwicklung der gemeinsamen Energienutzung gewährleistet. Dementsprechend ist die in § 42c Abs. 1 Nummer 6 genannte Formulierung „registrierende Leistungsmessung“ in „Zählerstandsgangmessung“ anzupassen und soweit vorhanden darüber hinaus die registrie-rende Leistungsmessung.\r\nDas Recht zur gemeinsamen Energienutzung sollte räumlich dauerhaft nicht über das Bilanzie-rungsgebiet hinaus gehen. Vor diesem Hintergrund ist die Ausweitung auf angrenzende Bilan-zierungsgebiete in Abs. 4 Nr. 2 zu streichen. Darüber hinaus ist mit Blick auf die Umsetzungs-fristen zu empfehlen, den Umsetzungszeitpunkt zu verlängern und mit dem BNetzA-\r\nSeite 15 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nFestlegungsverfahren zur zukünftigen Aggregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub) zu synchronisieren, um Synergieeffekte zu erzielen.\r\nAus Sicht des BDEW sollten für die Umsetzung hinsichtlich der Machbarkeit und auch Priorisie-rung im Verhältnis zu anderen wichtigen Aufgaben für die Energieversorgung folgende Leitli-nien gelten:\r\nBDEW-Forderungen:\r\n➢\r\nRichtliniengetreue Umsetzung hinsichtlich des Umfangs\r\n➢\r\nAusschöpfen der Frist für die Umsetzung in das EnWG\r\n➢\r\nSchaffung einer Festlegungsbefugnis der BNetzA für die Umsetzung und Abwick-lung des Energy Sharings in der Praxis\r\n➢\r\nKlare Aufgabenverteilung, Kostenregelung und Begrenzung des Anwendungsbe-reichs\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich und mit konkreten Formulierungsvorschlägen das Themenpa-pier „Energy Sharing“\r\n2.7 Lieferantenwechsel, § 20a Absatz 2 Satz 4 und Absatz 3 EnWG\r\nIn Umsetzung der EU-Vorgaben sieht der EnWG-Entwurf vor, dass der technische Vorgang des Energielieferantenwechsels ab dem 1. Januar 2026 binnen 24 Stunden vollzogen und an jedem Werktag möglich sein muss. Mit der Regelung wird nun auch die Sparte Gas erfasst.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die Umsetzung der Maßnahme, mit Blick auf den Transfor-mationspfad Gas, auf Basis der bereits zum 01.04.2026 in Umsetzung befindlichen BNetzA-Festlegung zur GeLi Gas 2.0 erfolgen muss. Dadurch werden erneute IT- und Implementie-rungskosten in der Branche vermieden und eine zeitgerechte Umsetzung der EU-Vorgaben er-möglicht. Weitreichendere Umsetzungsideen sind weder sachgerecht noch zeitlich umsetzbar.\r\n2.8 Gemeinsame Internetplattform der Netzbetreiber für die Abwicklung des Netzzugangs, § 20b EnWG\r\nGrundsätzlich unterstützt der BDEW die Automatisierung und jede Form der Erleichterung bei der Abwicklung von energiewirtschaftlichen Prozessen, insbesondere durch eine Digitalisie-rung. Der Aufbau einer gemeinsamen Internetplattform zur Abwicklung des Netzzugangs\r\nSeite 16 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nbedarf aber zunächst einer fundierten Analyse. So ist zum Beispiel völlig unklar, wie die Ab-grenzung zu den Netzanschlussportalen erfolgen soll, welche (Kosten-) Auswirkungen eine sol-che Plattform auf die IT-Systeme der Netzbetreiber haben wird und welchen Mehrwert sie bringt. Vielmehr erscheint es deutlich sinnvoller und effizienter, im ersten Schritt gemeinsame Vorgaben sukzessive zu entwickeln und dann zu prüfen, wie dies in einer zentralen Internet-plattform mit Mehrwert für alle abgebildet werden kann. In jedem falle ist Doppelarbeit zu vermeiden.\r\nDer in der Begründung ausgewiesene Erfüllungsaufwand für die zentrale Plattform erscheint zudem mit einmaligen Kosten von 50 Mio Euro sowie jährlichen Kosten von 11 Mio. Euro als unterschätzt.\r\nGrundsätzlich weist der BDEW darauf hin, dass die administrative Ausformung von Netzzu-gangsregelungen und somit die Verfahren zur Abwicklung von Netzzugangs- oder Anschluss-fragen nach den Regeln der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie in den ausschließlichen Aufga-benbereich der Bundesnetzagentur fallen. Aus diesem Grund kann das Gesetz allenfalls Regeln für einen grundsätzlichen Rahmen (Leitlinien) schaffen. Die Regelung weiterer Details sollte der Regulierungsbehörde vorbehalten bleiben.\r\nDavon abgesehen sind die vorgesehenen Umsetzungsfristen für die Netzbetreiber unrealis-tisch. Die Internetplattform soll bereits ein Jahr nach Inkrafttreten des Gesetzes aufgebaut sein. Spätestens ein Jahr darauf soll die Internetplattform vollständig einsatzbereit sein und für den Austausch von Daten und Informationen mindestens zu den genannten Anwendungs-fällen zur Verfügung stehen. Der vorgesehene Aufbau einer gemeinsamen Internetplattform ist sehr komplex und bedeutet einen erheblichen Aufwand für die Netzbetreiber. Hier ist be-sonders auf einzurichtende Schutzmaßnahmen für Cybersicherheit für sensible Daten hinzu-weisen. Auch in diesem Zusammenhang ist darauf hinzuweisen, dass zusätzliche Aufgaben für Netzbetreiber und Lieferanten kritisch zu sehen sind, da die Ressourcen in der Branche bereits durch zahlreiche Digitalisierungs- und Transformationsprojekte stark gebunden sind. Die Rege-lung besteht nicht den im Koalitionsvertrag der Bundesregierung ausdrücklich vereinbarten „Praxischeck” (Rz 1870).\r\nUnabhängig davon, dass die im Gesetzentwurf genannten Fristen unrealistisch sind, sind sie auch nicht mit der Frist in § 42c Abs. 4 EnWG-E zur Sicherstellung einer gemeinsamen Nutzung von Energie („Energy Sharing“) innerhalb des Bilanzierungsgebietes ab dem 1. Juni 2026 kom-patibel.\r\nDie Errichtung und der Betrieb einer solchen Plattform sind mit erheblichen Kosten und gro-ßem Aufwand verbunden. Es ist sicherzustellen, dass entstehende Kosten nicht zu Lasten der Netzbetreiber gehen und ggf. im Rahmen der Regulierung eindeutig anerkannt werden.\r\nSeite 17 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nAus Sicht des BDEW sind hier Kosten und Nutzen und die sinnvolle Kombination mit dem Ma-BiS-Hub und der Digitalisierung der Netzanschlussverfahren durch die Netzbetreiber zunächst eingehend mit der Branche zu prüfen. Der Gesetzgeber hat die Netzbetreiber bereits einzeln zum Aufbau einer elektronischen Antragsstrecke für Netzanschlussbegehren verpflichtet, die in der praktischen Umsetzung ist. Im Sinne eines geordneten und am Ende für die Netzbetrei-ber im Sinne der gesamten Branche umsetzbaren Konzepts bedarf es hier einer ausführlichen Konsultation.\r\nDie Einführung einer zentralen Plattform und die damit verbundene Auskopplung einzelner Angaben wie Messkonzepte aus dem regulären Netzanschlussprozess der Netzbetreiber müs-sen in jedem Fall synchronisiert werden, so dass Anlagenbetreiber bzw. Anschlussnehmer ggf. künftig nicht Daten in zwei Portalen pflegen. Zu klären wäre auch, ob diese Organisation die erneute Anpassung der gerade neu erstellten Netzanschlussportale der einzelnen Netzbetrei-ber notwendig machen würde. Aus dem Gesetzesentwurf ergibt sich dies bisher nicht. Eine Doppelung mit Mehraufwand wäre in keinem Fall akzeptabel.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\nDie Regelung in § 20b EnWG-E sollte auf eine Festlegungskompetenz für die BNetzA redu-ziert werden, soweit es um die Nutzung einer Plattform für die Abwicklung des Netzzu-gangs geht. Dies sollte mit dem klaren Auftrag verbunden werden, das Kosten-Nutzen-Verhältnis zu beachten und die Kostentragung zu regeln. Es ist zudem klar abzugrenzen, welche Fragen des Netzzugangs, die nicht bereits über die Netzanschlussportale der Netz-betreiber abgedeckt werden, hier zusätzlich unter der Maßgabe der Datensparsamkeit nach Kosten-Nutzenbetrachtung neu zu regeln wären. Nutzen, Kosten und eine mögliche Ausgestaltung einer solchen Plattform sind umfassend mit der Branche zu prüfen und mit anderen parallelen Entwicklungen abzugleichen und zu harmonisieren. Der BDEW wird sich gerne daran beteiligen.\r\n2.9 Erweiterung der Veröffentlichungspflichten, § 23c Abs. 2a und 2b EnWG-E\r\nDa § 23c Abs. 2a-2b EnWG-E auf den Regelungen des Art. 20a der RED III und damit auf eine europäische Richtlinie fußt, ist es sinnvoll, als mittelfristigen Veröffentlichungsort im EnWG eine europäische Veröffentlichungsplattform zu ermöglichen. So können Markteilnehmer in ganz Europa Daten zum Elektrizitätsmix und den Treibhausgasemissionen der einzelnen Län-der über eine gemeinsame Plattform und Schnittstelle beziehen und miteinander vergleichen.\r\nDie Stromgebotszone Deutschlands umfasst auch Luxemburg. Dieser Umstand spricht eben-falls für eine Veröffentlichung auf einer gemeinsamen europäischen Internetplattform wie der Transparenzplattform von ENTSO-E. Den deutschen Übertragungsnetzbetreibern ist darüber hinaus bekannt, dass andere europäische Übertragungsnetzbetreiber ebenfalls einen\r\nSeite 18 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\ngemeinsamen europäischen Veröffentlichungsort präferieren. Als Rückfalloption für den Ver-öffentlichungsort sollte jedoch auch eine nationale Internetplattform möglich sein.\r\nDen deutschen Übertragungsnetzbetreibern liegen trotz der gemeinsamen Gebotszone aus-schließlich Daten für Deutschland vor. Das EnWG entfaltet keine Bindungswirkung für den lu-xemburgischen Übertragungsnetzbetreiber CREOS. Daher regt der BDEW an, in der Gesetzes-begründung klarzustellen, dass bei fehlenden Daten für Luxemburg die Veröffentlichung für die Gebotszone auch unter Ausschluss dieser Daten erfolgen kann.\r\n§ 23c Abs. 2a EnWG-E orientiert sich im Wesentlichen am Text von Art. 20a der RED III. Auch wenn die Mitgliedsstaaten verpflichtet sind, die Vorgaben umzusetzen, weist der BDEW da-rauf hin, dass bereits die Regelungen in der Richtlinie beschränkten Nutzen haben.\r\nDie unter Abs. 2a Nr. 1 EnWG-E aufgeführten intelligenten Messsysteme sind aus Sicherheits-gründen nicht in der Lage, Daten einer externen Datenquelle – wie z.B. die veröffentlichten Daten nach Abs. 2a EnWG-E – von einer Internetseite automatisiert (z.B. per Web-API) abzuru-fen, zu importieren und zu verarbeiten. Daher ist kein Nutzen in diesem Zusammenhang er-kennbar.\r\nAuch für die unter § 23c Abs. 2a Nr. 2 bis 4 EnWG-E angegebenen Anlagentypen und Systeme sind Umsetzbarkeit und Nutzen der Regelung zu hinterfragen. Die Übertragungsnetzbetreiber könnten zwar eine einheitliche Programmierschnittstelle für das automatische Auslesen der Daten entwickeln. Es stellt sich aber die Frage, ob eine Schnittstelle tatsächlich alle Marktteil-nehmer und Systeme bedienen kann, da zumindest die Systeme untereinander nicht interope-rable sind. Es ist aber auch nicht zielführend, für unterschiedliche Systeme unterschiedliche Schnittstellen per Gesetz festzulegen. Zudem gilt das Messstellenbetriebsgesetz nur in Deutschland, sodass eine Anwendung der dort enthaltenen Anforderungen sehr wahrschein-lich die Nutzbarkeit der Daten auf deutsche Marktakteure begrenzen würde. Dies ist sicherlich nicht im Sinne der RED III. Daher sollte der Halbsatz „unter Beachtung der Vorgaben in Schutz-profilen und in Technischen Richtlinien nach dem Messstellenbetriebsgesetz“ gestrichen wer-den.\r\nDie Anlagen unter Nr. 1 und 4 sind in EnWG-E – wie in der Richtlinie – pauschal und ohne Dif-ferenzierung angegeben. So fehlt etwa bei Ladepunkten für Elektromobile eine Unterschei-dung nach Leistung oder öffentlich bzw. nicht-öffentlicher Zugänglichkeit. Die Wärme- und Kälteversorgungssysteme bleiben ohne Angabe zu Art und Leistung.\r\nEine weitere Frage ist, wer die Kosten für eine entsprechende technische Bereitstellung tragen muss.\r\nAbs. 2b spezifiziert aktuell nicht, wem die Verteilnetzbetreiber die Daten zur Verfügung stellen sollen. Die Formulierung in der Begründung „bezieht die Betreiber von Verteilernetzen in die\r\nSeite 19 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nVerpflichtungen nach Absatz 2a ein“ lässt offen, ob es sich um eine Verpflichtung des Vertei-lernetzbetreibers entsprechend jener der Übertragungsnetzbetreiber handeln soll oder ob die Übermittlung an den Übertragungsnetzbetreiber und die Veröffentlichung solcher zusätzli-chen Daten durch den Übertragungsnetzbetreiber über die gemeinsame Schnittstelle erfolgen soll – für den Fall, dass solche Daten überhaupt beim VNB vorliegen.\r\nZwingend zu bedenken ist auch, dass diese neuen Veröffentlichungspflichten bei allen be-troffenen Marktrollen zu erheblichen zusätzlichen Belastungen beim Aufbau und Betrieb der notwendigen Schnittstellen führen. So sind für die Erfüllung der Aufgaben nach Abs. 2a die Übertragungsnetzbetreiber höchstwahrscheinlich auf Zuarbeiten der nachgelagerten Netzbe-treiber und Betreiber direkt angeschlossener Anlagen angewiesen. Dem BDEW ist bewusst, dass die Regelung der Umsetzung einer Regelung aus einer Richtlinie bezweckt und die Kritik bereits auch die zugrundliegende Regelung in Art. 20a RED III trifft. Trotzdem ist hier noch ein-mal deutlich herauszustellen, dass diese Regelung einen erheblichen bürokratischen Aufwand bei vagem Nutzen verursacht.\r\nUm hier den Aufwand für die Umsetzung einer nicht nachzuvollziehenden europäischen Rege-lung wenigstens einigermaßen in Grenzen zu halten, schlagen wir folgt, wie folgt zu formulie-ren:\r\n2b) Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen sind verpflichtet, falls technisch verfügbar anonymisierte und aggregierte Daten über die Möglichkeiten der Laststeuerung sowie die von dem Betreiber einer Eigenanlage oder von dem Betreiber einer Anlage in den Fällen des § 42c Abs. 1 Nr. 1 aus erneuerbaren Energien erzeugte und in das Netz ein-gespeiste Elektrizität auf ihrer Internetseite zu veröffentlichen, soweit ihnen diese Da-ten in qualitativ hochwertiger Form vorliegen und diese aussagekräftig sind.\r\nSo wird die Veröffentlichung auf ein umsetzbares und einigermaßen praktikables Maß ge-bracht. Es müssen nur Daten veröffentlicht werden, die dem Netzbetreiber qualitätsgesichert vorliegen. Gerade Erzeugungsdaten werden häufig nicht gemessen, bzw. nur dann, wenn ein Vergütungssachverhalt dahinter liegt.\r\nZudem ist kritisch zu hinterfragen, ob tatsächlich alle im § 23c EnWG-E genannten, teils poten-ziell sicherheitsrelevanten Daten, über einheitliche digitale Schnittstellen jedermann zugäng-lich gemacht werden sollten.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 20 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\n2.10 Planung- und Zulassungsrecht, elektromagnetische Beeinflussung\r\nDer BDEW begrüßt viele der im Rahmen der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vorgesehenen Anpassungen, da sie weitere Schritte zur Beschleunigung der Umset-zung von Energieinfrastrukturprojekten, zur Vereinfachung von Genehmigungsverfahren so-wie zur Verbesserung der Rechtssicherheit darstellen. Hervorzuheben sind:\r\n•\r\ndie Regelungen zum Abwägungsvorrang für Energiespeicher- und Verteilnetze (§§ 11c, 14d EnWG),\r\n•\r\ndie Erweiterung des Ausführungszeitraums für Offshore-Anbindungsleitungen (§ 17d Abs. 1a EnWG),\r\n•\r\ndie fakultativen Planfeststellungsverfahren (§ 43 Abs. 2 EnWG) sowie\r\n•\r\ndie Aktualitätsvermutung für Umweltgutachten (§ 43b EnWG).\r\nGleichzeitig sieht der BDEW in verschiedenen Punkten weiteren Anpassungsbedarf, um die in-tendierten Beschleunigungseffekte in der Praxis vollumfänglich zu realisieren. Dazu zählen ins-besondere Vorschläge\r\n•\r\nzur Ausweitung der Regelungsbereiche auf Gas- und Wasserstoffinfrastruktur, zur Kon-kretisierung rechtlicher Begriffe und Anwendungsbereiche (z. B. freiwilliger Planfeststel-lung nach § 43 Abs. 2 und bei Aktualitätsvermutung nach § 43b EnWG),\r\n•\r\nzur Vermeidung auslegungsbedingter Verzögerungen (z. B. bei der Leitungslängenbe-wertung in § 43 EnWG),\r\n•\r\nsowie zur Flexibilisierung von Erstattungsregelungen für technische Schutzmaßnahmen (§ 49a EnWG).\r\nDarüber hinaus bedarf es einer Nachschärfung bestehender Vorschriften, wie bei der Umset-zung beschleunigter Schutzmaßnahmen nach § 49c EnWG, um die Netzmodernisierung effek-tiv voranzutreiben.\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich und mit konkreten Formulierungsvorschlägen das Themenpa-pier „Planung- und Zulassungsrecht und elektromagnetische Beeinflussung“\r\n2.11 Fehlerhafte Gebote und Ausdehnung des Grads des Verschuldens in den §§ 95 und 95a EnWG\r\nMit der EnWG-Novelle sollen u.a. auch die §§ 95 und 95a EnWG geändert werden. Die neuen Vorschriften sollen den Anwendungsbereich des bisherigen § 95 Absatz 1b erweitern. Bisher wurden handelsgestützte Marktmanipulationen ohne nachgewiesene Einwirkungen auf Preise\r\nSeite 21 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nvon Energiegroßhandelsprodukten nur bei vorsätzlichem Handeln mit Bußgeldern belegt. Die vorliegende Novelle will diese Vorgabe absenken und bereits leichtfertiges Handeln mit Bußgel-dern belegen und argumentiert hierbei mit einer „einhelligen europäischen Auslegung“. Aus Sicht des BDEW lässt sich diese Argumentation nicht nachvollziehen. Die vorliegende Novelle verweist auf den Text der zugrundeliegenden REMIT-Verordnung, die ihrerseits keine Vorgaben zum Grad des Verschuldens macht. Mit der nun vorgeschlagenen Aufnahme des Maßstabs der Leichtfertigkeit in die Norm könnten so auch irrtümlich fehlerhafte Gebote („erroneous orders“) zum Tatbestand gezählt werden. Aus Sicht des BDEW ist dies nicht nachvollziehbar, da irrtüm-lich fehlerhafte Gebote, selbst leichtfertig abgesetzt, eben keine gezielte Marktmanipulation darstellen können. Ein einzelnes fehlerhaftes Gebot, etwa durch zum Beispiel fehlerhaft ausge-füllte Meldungen, ist nicht geeignet um die Anforderungen nach § 2 Nummer 2 REMIT zu erfül-len, da solche Angaben zum Beispiel kein künstliches Preisniveau erzielen können. Eine solche, nach der REMIT, intendierte Definition von Marktmanipulation kann nur durch vorsätzliche Handlungen vorliegen.\r\nDie vorgeschlagenen Änderungen in den §§ 95 und 95a EnWG sind daher abzulehnen. Aus Sicht der Energiewirtschaft sollten die regulatorischen Ressourcen dazu eingesetzt werden, vorsätzliche Marktmanipulation aufzuklären und zu verfolgen. Fehler, zum Beispiel durch menschliches Versagen verursacht, sollten nicht als Marktmanipulation betrachtet werden – auch die Annahme, dass es sich hierbei um einheitliche europäische Rechtsauslegung handelt, gibt es nicht, sie wäre vom Wortlaut der REMIT auch nicht gedeckt.\r\n2.12 Übergangsregelung für das Zertifizierungsverfahren der Wasserstofftransportnetzbe-treiber, § 118 Absatz 3 EnWG\r\nDie Übergangsregelung für das Zertifizierungsverfahren der Wasserstofftransportnetzbetrei-ber ist zu begrüßen. Sie sollte so schnell wie möglich umgesetzt werden. Bei den Begriffsbe-stimmungen in § 3 sind in der Nummer 9 als Betreiber von Energieversorgungsnetzen auch die Betreiber von Wasserstoffversorgungsnetzen aufgenommen worden. Wasserstoffnetzbetrei-ber gelten damit als Betreiber eines Energieversorgungsnetzes, obwohl sie in § 3 Nummer 35 nur im Rahmen von Teil 5 des EnWG als Energieversorgungsnetz definiert werden. Wasser-stoffversorgungsnetze sind wiederum überhaupt nicht in § 3 EnWG definiert. Um Widersprü-che zu vermeiden, müsste daher in § 3 Nummer 9 klargestellt werden, dass Wasserstoffnetz-betreiber nur im Rahmen von Teil 5 des EnWG als Betreiber von Energieversorgungsnetzen gelten.\r\nSeite 22 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\n2.13 Verordnungsermächtigung und Übergangsregelung für eine Haftung, § 11 Absatz 3 und § 118 Absatz 2 EnWG-E\r\nDer BDEW unterstützt die Aufnahme einer Übergangsvorschrift in § 118 Absatz 2 nach der die bisherigen Regelungen in § 5 GasNZV bzw. § 25 StromNZV weiter Anwendung finden, um eine Fortgeltung der bestehenden Praxis zu sichern. Das gilt auch für eine zusätzliche Möglichkeit des Verordnungsgebers, eine diesbezügliche Verordnungsermächtigung aufzunehmen. Der BDEW teilt die Auffassung, dass anderenfalls eine Regelungslücke entstünde, die Netzbetrei-ber einem unkalkulierbarem Haftungsrisiko aussetzen würde.\r\n2.14 Übergangsregelung für den Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen, § 118 Abs. 4 EnWG-E\r\nDer BDEW unterstützt die Aufnahme einer Übergangsvorschrift in § 118 Abs. 4, wonach Netz-anschlussbegehren, die bis zum Ende des Jahres gestellt werden, weiterhin nach den Regelun-gen des § 33 Absatz 1 bis 9 der mit Ablauf des 31. Dezember 2025 außer Kraft tretenden Gas-netzzugangsverordnung (GasNZV) behandelt werden, auch wenn der Anschluss der Anlage bis zum Jahresende nicht erfolgt sein sollte.\r\nNicht eindeutig regelt der Entwurf allerdings, ob § 33 Abs. 1 bis 9 GasNZV ausschließlich für die in § 118 Abs. 4 EnWG näher beschriebenen Netzanschlussbegehren fort gilt oder auch für bereits realisierte und in Betrieb genommene Netzanschlüsse. Dies könnte noch klargestellt werden. In diesem Zusammenhang könnte ebenfalls die Aufnahme einer generellen Über-gangsregelung erwogen werden, wie mit Netzanschlussbegehren ab dem 1. Januar 2026 um-zugehen ist.\r\nKlarstellend sollte zudem noch eine weitere Regelung aufgenommen werden, mit der zum Ausdruck kommt, dass auch solche Kosten der Netzbetreiber, die infolge des neuen Absatzes 4 ab dem 1. Januar 2026 für den Netzanschluss entstehen, auch gemäß § 20b GasNEV gewälzt werden können. § 20b GasNEV, der die Biogas-Kostenwälzung regelt, verweist diesbezüglich (nur) auf § 33 GasNZV, der mit dem Ablauf des Jahres 2025 außer Kraft tritt.\r\n2.15 Weitere erforderliche Änderungen EnWG\r\nDer BDEW sieht weitere wichtige Themen, die adressiert werden sollten und zu einer Ände-rung des EnWG führen würden. Die Kürze der Stellungnahmefrist, lässt eine vollständige Auf-zählung nicht zu. Einzelne Punkte werden nachfolgend dennoch benannt.\r\n•\r\nEffizienten Rechtsschutz der Netzbetreiber in der Regulierung sicherstellen, § 75 EnWG\r\nDie BNetzA setzt mit ihren neuen Entscheidungsformen der Rahmen- und Methodenfestle-gungen einen Rechtsrahmen in der Entgeltregulierung, der nach rechtstaatlichen Grundsätzen\r\nSeite 23 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nund grundrechtlich verbrieften Freiheiten gerichtlich vollständig überprüfbar sein muss. Insbe-sondere müssen alle behördlichen Entscheidungen einer gerichtlichen Kontrolle unterliegen, entweder unmittelbar oder mittelbar im Wege der Inzidentkontrolle.\r\nDer BDEW schlägt eine Ergänzung des § 75 Abs. 1 EnWG vor, wonach eine solche Inzidentkon-trolle ausdrücklich ermöglicht wird. Angesichts der bevorstehenden und zum Teil noch in die-sem Jahr in Kraft tretenden BNetzA-Festlegungen im Rahmen des sog. „NEST-Prozesses“, muss eine solche Regelung noch in diesem Gesetzesentwurf aufgenommen werden. Anderenfalls steht zu befürchten, dass sich zahlreiche regulierte Netzbetreiber allein zur Wahrung ihrer Rechtsposition gezwungen sehen, die Rahmen- und Methodenfestlegungen gerichtlich anzu-fechten.\r\nDas wäre zunächst mit einem unnötigen bürokratischen Aufwand verbunden, sowohl bei den regulierten Unternehmen als auch bei den Gerichten, die erwartbar über eine Vielzahl von Be-schwerden bereits in diesem sehr frühen Stadium der Rahmen- und Methodenfestlegungen Verfahren führen und Entscheidungen treffen müssten. Und auch bei der Regulierungsbe-hörde würde dies zu einem unnötig hohen Aufwand führen, da auch hier sämtliche, bereits auf dieser Stufe eingeleiteten Gerichtsverfahren begleitet und verwaltet werden müssten. Dies stellt nicht nur den effektiven, sondern auch den effizienten Rechtsschutz in Frage.\r\nZudem wäre der gerichtliche Rechtsschutz effektiver, würde die Kontrolle der Rahmen- und Methodenfestlegungen in einem Beschwerdeverfahren gegen nachfolgende Entscheidungen, die wiederum auf den Vorentscheidungen der Rahmen- oder Methodenfestlegungen beruhen, ermöglicht werden, ohne dass den Beschwerdeführern wiederum die Bestandskraft der Vor-entscheidungen entgegengehalten würde.\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich das Themenpapier „Effektiver Rechtsschutz“\r\n•\r\nKlarstellung der Abgrenzung von Energieversorgungsnetzen und Kundenanlagen\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass eine Klarstellung der Abgrenzung von Energieversorgungs-netzen und Kundenanlagen nach der BGH- Rechtsprechung (Urteil vom 13.05.2025 und das damit verbundene EuGH-Urteil vom 28.11.2024) erforderlich ist. Rechtssicherheit für alle be-troffenen Akteure und somit schnelle Klarheit bspw. für Mieterstrom-Projekte und eine Über-gangsregelung sind wünschenswert und notwendig.\r\n•\r\nHinweis zu redaktionellem Änderungsbedarf\r\nSeite 24 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die in § 13g EnWG namentlich genannten Braunkohleblöcke mittlerweile alle endgültig stillgelegt sind. Die in § 50d aufgeführten Fristen sind abgelaufen. § 50d EnWG wird daher jedenfalls in der bestehenden Form nicht mehr benötigt.\r\n3 Zu Art. 17 - Änderung des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz\r\n§ 22 NABEG – Nachbeteiligungen nach dem VwVfG nicht erschweren\r\nDurch die Änderung des § 22 NABEG sollen an Stelle der vermeintlich höheren Anforderungen des Verwaltungsverfahrensgesetzes für Nachanhörungen nach § 73 Absatz 8 VwVfG zukünftig auch die Anforderungen des NABEG gelten. Es erscheint indes fraglich, ob die Neuregelung tatsächlich zu einer Verfahrenserleichterung führt, da im Fall des § 73 Abs. 8 VwVfG anders als nach § 22 Abs. 7 S. 1 NABEG in der Regel gerade keine Öffentlichkeitsbeteiligung erfolgt, son-dern eine bilaterale Nachbeteiligung der Betroffenen ermöglicht wird. Entgegen den Ausfüh-rungen in der Gesetzesbegründung könnte die Änderung des § 22 NABEG eine Verschärfung ggü. § 73 Abs. 8 VwVfG darstellen, weil in § 73 Abs. 8 VwVfG die Öffentlichkeitsbeteiligung mit Auslegung die Ausnahme, nicht die Regel darstellt. Aus Vorhabenträgersicht ist daher grds. zu bevorzugen, wenn die Beteiligung nach § 73 Abs. 8 VwVfG erfolgen kann, da dies in der Regel weitaus weniger aufwändig ist.\r\nEs sollte daher klargestellt werden, dass die Anwendung des § 22 NABEG in Bezug auf § 73 Abs. 8 VwVfG nur für die Fälle gelten soll, in denen tatsächlich eine Öffentlichkeitsbeteiligung stattfindet. Darüber hinaus wird darauf hingewiesen, dass § 73 Abs. 8 VwVfG den Begriff der Öffentlichkeitsbeteiligung nicht verwendet.\r\n4 Zu Art. 18 - Änderung des Messstellenbetriebsgesetzes\r\nIm Zusammenhang mit dem Rollout von intelligenten Messsystemen und Steuereinrichtungen ist von besonderer Bedeutung, dass für die Sicherheit der Netze die Sichtbarkeit von Anlagen eine höhere Priorität hat als die Steuerbarkeit von Anlagen über intelligente Messsysteme. Aus diesem Grund muss die grundsätzlich richtige, aber für den Start zu starre Verknüpfung des Einbaus intelligenter Messsysteme und des Einbaus von Steuereinrichtungen in den Rollout-Quoten vorübergehend flexibler gestaltet werden. Derzeit zeigt sich, dass bereits der Rollout intelligenter Messsysteme eine große Herausforderung ist. Messstellenbetreiber in ge-schlossenen Verteilernetzen, die selbst kritische Infrastrukturen betreiben, und unabhängig davon besondere Sicherheitsvorkehrungen einzuhalten haben (Flughäfen, Industrieparks) soll-ten darüber hinaus unter bestimmten Voraussetzungen von den Rolloutpflichten ausgenom-men werden, soweit weder sicherheitstechnisch noch von der Funktionalität her keine Vor-teile, sondern eher Nachteile entstehen.\r\nSeite 25 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nDarüber hinaus haben sich bereits verschiedene Unklarheiten in dem derzeit geltenden Geset-zestext gezeigt, auf die der BDEW hinweisen möchte.\r\nAusführliche Begründungen zu den hier aufgeführten Punkten sowie weitere Ausführungen zu den gesetzlichen Anpassungen hinsichtlich der Einbeziehung von Wasserstoff sowie zu Halte-frist und Bündelangeboten sind dem separaten Themenpapier zum Messstellenbetriebsgesetz zu entnehmen. Des Weiteren macht der BDEW darin Vorschläge zu Themen, die er bereits im Rahmen des PV-Spitzen-Gesetzes adressiert hat und bei denen aus Sicht des BDEW noch An-passungsbedarf besteht.\r\nWichtigste Forderungen in diesem Zusammenhang sind:\r\n➢\r\nDie Verlängerung der Frist für den agilen Rollout auf den 31. Dezember2027 in § 31 MsbG und Klarstellung der Folgen für die Quotenregelung\r\n➢\r\nDie Änderung von § 14a EnWG hinsichtlich der Steuerung über das Gateway\r\n➢\r\nDie Aufnahme einer kostenschützenden Regelung für übergangsweise eingesetzte kon-ventionelle Steuerungstechnik für betroffene Anschlussnutzer\r\n➢\r\nDie Schaffung einer Ausnahme von der Ausstattungsverpflichtung für geschlossene Verteilernetzbetreiber mit hohen Sicherheitsanforderungen\r\n➢\r\nDie Schaffung realistischer Vorgaben für die Einbeziehung von Wasserstoff\r\n➢\r\nDie Konkretisierung der Haltefrist und für Bündelangebote und Berücksichtigung bei der Länge der Informationspflicht\r\n➢\r\nEinführung konsistenter Anreize für bessere Messwertqualität und fristgerechte Über-sendung\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich und mit konkreten Formulierungsvorschlägen das Themenpapier „Messstellenbetriebsgesetz“ und das Themenpapier „Anlagensteuerbarkeit“\r\n5 Artikel 24 - Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nDa in diesem Artikelgesetz im Wesentlichen Folgeänderungen anderer Artikel behandelt wer-den, konzentriert sich die Stellungnahme zum EEG auf die Punkte, die mit diesen Änderungen zusammenhängen, namentlich dem Steuerungsrollout nach dem MsbG. Entsprechende Ände-rungsvorschläge für §§ 9 und 10b EEG 2023 finden sich im Themenpapier „Anlagensteuer-barkeit“. Ausdrücklich begrüßen wir die vorgesehene Klarstellung in § 10 Abs. 1 EEG 2023-E, dass im Anwendungsbereich der NAV auch die Fachkundeerfordernisse nach der NAV gelten, insbesondere die Notwendigkeit der Eintragung in das Installeursverzeichnis des Netzbetrei-bers.\r\nSeite 26 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nIm Übrigen wird der BDEW für die nächste EEG-Novelle weitere Änderungsvorschläge abstim-men und einbringen, wie etwa weitere Änderungen beim EE-Netzanschluss und förderseitige Anpassungen.\r\n\r\nSiehe dazu ausführlich das Themenpapier „Anlagensteuerbarkeit“\r\n6 Zu Art. 26 – Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes\r\nZum Energiefinanzierungsgesetz sieht der BDEW noch geringfügigen Änderungsbedarf bei der zu begrüßenden Umstellung auf einen rein finanziellen Korrekturmechanismus des EE-Belas-tungsausgleichs und regt weitergehende Änderungen für die Gleichstellung von geschlossenen Verteilnetzbetreibern mit anderen Verteilnetzbetreibern an. Sofern noch eine beihilferechtli-che Genehmigung für die Umlageprivilegierungen für Wärmepumpen erfolgt, sind auch wei-tergehende Anpassungen der Meldepflichten und -fristen erforderlich, um eine massenge-schäftstaugliche Abwicklung überhaupt zu ermöglichen.\r\n6.1 Umstellung der Korrekturmengen auf finanziellen Ausgleich\r\nDurch die Änderung in § 19 Abs. 3 EnFG-E soll ausdrücklich geregelt werden, dass Differenz-Strommengen im EEG-Belastungsausgleich zwischen VNB und ÜNB künftig finanziell ausgegli-chen werden. Dies hat der BDEW seit Langem gefordert.\r\nDie Regelung muss allerdings noch durch eine Bestimmung ergänzt werden, die ihren frühest-möglichen Anwendungsbereich klärt. Gegenwärtig ist unklar, ab wann und für welches Ein-speisungs- bzw. Ausgleichsjahr eine entsprechende Regelung gelten soll: Sollte diese Regelung zum 1. Januar 2026 in Kraft treten, ist aus der Regelung sowie ihrer Begründung heraus nicht ersichtlich, ob sie bereits für Einspeisungen in 2024 gilt, für die die Testierungspflicht bis zum 31. Mai 2025 lief und für die nach § 19 Abs. 2 EnFG die sich aus den Jahresendabrechnungen ergebenden Zahlungsansprüche bis zum 15. September des Kalenderjahres ausgeglichen wer-den sein müssen. Dennoch kann mit nachträglichen Korrekturen bspw. im Jahr 2026 eine neue Differenzstrommenge festgestellt werden. Gleiches gilt dann für das Einspeisungsjahr 2025, für das die Endabrechnung im Jahr 2026 erstellt werden muss: Auch hier ist unklar, ob diese Regelung bereits für die aus dieser Abrechnung resultierenden Differenzstrommengen gelten soll, oder nicht. Noch unklarer wird es, wenn die Regelung nicht zum 1. Januar 2026 in Kraft treten sollte, sondern erst in den Folgemonaten des Jahres. Derzeit ist ein Inkrafttreten des Artikelgesetzes am Tag nach der Verkündung vorgesehen (Art. 30).\r\nUm einerseits eine rechtssichere Abwicklung der Vorjahre im Umfeld des § 19 Abs. 3 EnFG si-cherzustellen und andererseits ein Parallelsystem von (noch) energetischen\r\nSeite 27 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nMengenausgleichen zu vermeiden und die Prozesse über alle Leistungsjahre hinweg zu verein-heitlichen und zu vereinfachen, muss § 19 Abs. 3 EnFG mit einer Übergangsregelung versehen werden, wonach die Bestimmung auf jegliche Jahresendabrechnungen anzuwenden ist, die ab ihrem Inkrafttreten durchgeführt werden, sowie auf Korrekturen von Jahresabrechnungen, die vor ihrem In-krafttreten durchgeführt worden sind, aber erst nach ihrem Inkrafttreten Auswir-kungen entfalten.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\n§ 19 Abs. 3 EnFG idF des Gesetzentwurfs sollte hierfür wie folgt ergänzt werden:\r\n„Für die Differenz zwischen den nach § 56 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes von den Ver-teilernetzbetreibern an den jeweils vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber weitergege-benen Strommengen und den in der Endabrechnung nach § 50 Nummer 2 ausgewiesenen Strommengen sind zwischen den Verteilernetzbetreibern und dem jeweils vorgelagerten Übertragungsnetzbetreiber bis zum Ablauf des 15. September des auf die Einspeisung fol-genden Kalenderjahres für jeden Energieträger Ausgleichszahlungen zu leisten. Die Höhe der Ausgleichszahlungen ist für jede der in Anlage 1 Nummer 4 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes unterschiedenen Energieträgergruppen separat als Produkt aus der für den jeweili-gen Energieträger oder die Energieträgergruppe ermittelten Differenz nach Satz 1 und aus dem für diesen Energieträger oder diese Energieträgergruppe ermittelten, energieträger-spezifischen Jahresmarktwert des jeweiligen Leistungsjahres nach Maßgabe der Anlage 1 Nummer 4 des Erneuerbare-Energie-Gesetzes zu ermitteln. Die Sätze 1 und 2 sind anwend-bar auf jegliche Ausgleichszahlungen, die ab dem [Tag des Inkrafttretens des Gesetzes] sowohl aus dann vorzunehmenden Jahresendabrechnungen als auch aus Korrekturen von bereits vor dem [Tag des Inkrafttretens des Gesetzes] vorgenommenen Jahresendabrech-nungen entstehen.“\r\n6.2 Umlagebefreiung für Verlustenergie\r\nGemäß § 21 Abs. 6 EnFG sind Netzentnahmen zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzver-luste als Verlustenergie nach § 10 der Stromnetzentgeltverordnung durch Betreiber eines Net-zes für die allgemeine Versorgung im Sinn des § 3 Nummer 17 des Energiewirtschaftsgesetzes (neu: § 3 Nr. 36 EnWG-E) von der Zahlung von Umlagen befreit. Diese Einschränkung auf Be-treiber eines Netzes für die allgemeine Versorgung ist aus Sicht des BDEW nicht nachvollzieh-bar. Sowohl der vorherige Rechtsrahmen zu Erhebung von Umlagen als auch alle anderen Re-gelungen des EnFG stellen Betreiber von Netzen der allgemeinen Versorgung und Betreiber von geschlossenen Verteilnetzen gleich.\r\nSeite 28 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nDabei weist der BDEW darauf hin, dass die Netzentnahme aus dem eigenen Netz keine umla-gepflichtige Netzentnahme darstellt, da der Netzbetreiber kein „Netznutzer“ seines eigenen Netzes ist. Hierzu regt der BDEW eine flankierende Klarstellung in § 2 Nr. 9 EnFG an.\r\nAllgemein und insbesondere vor dem Hintergrund der Umlagen regt der BDEW an, eine Über-gangsvorschrift vorzusehen für solche Anlagen, die bisher als Kundenanlagen an das Netz an-geschlossen waren und auf Basis der EuGH- und der BGH-Entscheidung nun nicht mehr als Kundenanlagen, sondern als Netze anzusehen sind.\r\nBDEW-Vorschlag\r\nDer BDEW schlägt daher folgende Anpassung des § 21 Abs. 6 EnFG vor:\r\n„(6) Der Anspruch auf Zahlung der Umlagen verringert sich ferner für die Netzent-nahme von Strom auf null, der an den Betreiber eines Netzes für die allgemeine Versor-gung im Sinn des § 3 Nummer 17 des Energiewirtschaftsgesetzes Betreiber von Elektri-zitätsverteilernetzen im Sinn des § 3 Nummer 8 des Energiewirtschaftsgesetzes zum Ausgleich physikalisch bedingter Netzverluste als Verlustenergie nach § 10 der Strom-netzentgeltverordnung geliefert wird.“\r\nZudem schlägt der BDEW folgende Klarstellung in § 2 Nr. 9 EnFG vor:\r\n„„Netzentnahme“ die Entnahme von elektrischer Energie aus einem fremden Elektrizi-tätsversorgungsnetz mit Ausnahme der Entnahme der jeweils nachgelagerten Netz-ebene,“\r\n6.3 Fehlende beihilferechtliche Genehmigung, Anpassung der Meldepflichten\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die fehlende beihilferechtliche Genehmigung der Umlagepri-vilegierung für elektrische Wärmepumpen zu großer Unsicherheit in der Branche führt. Das BMWE sollte auf eine zügige Genehmigung des § 22 EnFG durch die EU-Kommission für die Zukunft hinwirken. Eine nachträgliche Abwicklung ist praktisch nicht möglich. Um die massen-geschäftstaugliche Abwicklung nach erfolgter Genehmigung sicherzustellen, sollten die Melde-pflichten und -fristen insgesamt angepasst werden. Erste Ansätze sind in den Änderungen ent-halten. Für den Netzbetreiber ist aber bspw. kaum nachvollziehbar, ob die Meldung der Krite-rien „kein Unternehmen in Schwierigkeiten“ und „Nichtbestehen von beihilferechtlichen Rück-forderungsansprüchen“ tatsächlich unverzüglich durch den Netznutzer erfolgte (vgl. §§ 52 und 53 EnFG). Wir verweisen hierzu auf unsere Stellungnahme zum Regierungsentwurf des „Solar-pakets I“ mit entsprechendem Formulierungsvorschlag, S. 66.\r\nZudem sollte § 52 Abs. 2 Satz 1 Nr. 4 EnFG gestrichen werden, wonach der Netznutzer Kalen-derjahresmengen an den Netzbetreiber zu liefern hat. Die Regelung erzeugt unnötigen\r\nSeite 29 von 29\r\nBDEW-Stellungnahme zum RefE EnWG - Stärkung Verbraucherschutz und weitere energierechtliche Vorschriften\r\nMehraufwand, weil die Messstelle rollierend abgelesen wird und der Netzbetreiber ohnehin seine errechneten Kalenderjahresmengen der Abrechnung zugrunde legt.\r\nBDEW-Vorschlag\r\nDer BDEW schlägt daher vor, § 52 Abs. 2 Satz 1 Nr. 4 EnFG zu streichen:\r\n2) Netznutzer, die für eine Netzentnahme eine Verringerung der Umlagen in Anspruch neh-men wollen, müssen dem zur Erhebung der Umlagen berechtigten Netzbetreiber bis zum 31. März des auf die Verringerung der Umlagen folgenden Kalenderjahres mitteilen:\r\n1.\r\ndie Entnahmestellen, an denen Netzentnahmen mit verringerten Umlagen anfallen,\r\n2.\r\ndie Letztverbraucher, zu deren Verbrauch die Netzentnahme mit verringerter Umlagen-pflicht erfolgt,\r\n3.\r\nden Grund, weshalb die Umlagen verringert sind., und\r\n4.\r\ndie aus dem Netz entnommenen Strommengen jeweils aufgeschlüsselt nach den Ent-nahmestellen, Letztverbrauchern und Gründen nach den Nummern 1 bis 3.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt 18. Juli 2025\r\nÄnderungen im EnWG zu Endkundenmärkten\r\n1 Anzeige der Energiebelieferung / Absicherungsstrategien bei Änderungen des Energieangebots, § 5 Abs. 4a EnWG-E\r\nEingriffe in den Wettbewerbsmarkt dürfen grundsätzlich nur dort vorgenommen, wo dies rechtlich oder sachlich zwingend notwendig ist. Um innovative Wettbewerbsprodukte wie zum Beispiel flexible Tarifmodelle zu entwickeln, ist der rechtliche Rahmen derzeit ausrei-chend. Marktseitige Anreize und Wirtschaftlichkeit dürfen nicht durch konträre Vorgaben zum Hedging oder eine starke Einengung der möglichen Preisvolatilität behindert werden. Daher begrüßt der BDEW, dass in der Entwurfsfassung der aktuellen EnWG-Novelle (§ 5 neuer Absatz 4a) die Mindestvorgaben der EU-Binnenmarktrichtlinie zu Absicherungsstrate-gien im Strombereich 1:1 umgesetzt und nicht verschärft werden. Damit ist die Rolle der BNetzA gegenüber eventuell unseriösen Anbietern gestärkt, die keine derartigen Maßnah-men ergreifen, um das Risiko eines Ausfalls der Belieferung der eigenen Kunden zu vermei-den. Wie in der Gesetzesbegründung schon dargelegt, praktizieren die allermeisten Versorger heute umfangreiches Risikomanagement. Die Risikovorsorge ist aufgrund § 91 Abs. 2 AktG gesetzlich verpflichtend und betrifft Aktiengesellschaften und – folgend der Begründung der Bundesregierung zum KonTraG (BT-Drucksache 13/9712) – auch GmbHs. Da diese Regelun-gen auf den Fortbestand der Gesellschaft als Ganzes zielen, ist das dadurch geforderte Risi-komanagement umfassender als eine bloße Absicherung des Marktpreisrisikos für Stromlie-ferungen. Der Gesetzgeber sollte daher unmissverständlich klarstellen, dass ein aufgrund § 91 Abs. 2 AktG oder vergleichbarer Regelungen implementiertes Risikomanagementsys-tem, das zudem regelmäßig von einem Wirtschaftsprüfer auditiert wird (z.B. nach IDW PS 340), geeignet ist, die Vorgaben aus § 5 Abs. 4a EnWG-E zu erfüllen. Andernfalls entstünde für die Lieferanten ein regulatorisches Risiko, mit ihren Risikomanagementsystemen diese Vorgaben nicht zu erfüllen. Die Folge wäre zusätzlicher bürokratischer Implementierungsauf-wand für im Zweifel sogar redundante Risikomanagementsysteme, der am Ende zu Lasten der Kunden ginge.\r\nZudem müßten neue Anforderungen genauer formuliert werden, so deutlich wird, welche Risikostrategien als angemessen bewertet werden und welche nicht. Diese Anforderungen dürften nicht nicht einseitig sein, sondern müssten transparent und auf Basis bestehender wettbewerbsneutraler Kriterien vom Gesetzgeber oder der BNetzA formuliert werden. Um\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 2 von 8\r\nhier bürokratischen Aufwand zu vermeiden, sollte die oben beschriebene Risikovorsorge ausreichen.\r\n2 Monitoring im Endkundenmarkt § 35 (1) Nr. 10\r\nBDEW kritisiert grundsätzlich die ständig wachsende Zahl an Datenlieferpflichten. Insbeson-dere die Datenlieferverpflichtungen für das jährliche Monitoring wachsen bei jeder Novellie-rung beständig an, ohne dass der Nutzen dargestellt bzw. nachgewiesen wird. Dies wider-spricht aus Sicht des BDEW dem zumindest politisch erklärten Willen des Bürokratieabbaus. Wir bitten daher um Überprüfung, wofür die Erhebung der Daten notwendig sind. Wir weisen darauf hin, dass die Unterbrechung der Versorgung sowie die Anzahl der verein-barten Abwendungsvereinbarungen und der erfolgreich durchgeführten Abwendungsverein-barungen nach § 41g Absatz 1 von einigen EVU nicht getrennt nach Strom und Gas ausge-wertet werden können. Zumindest dies muss in der Regelung klargestellt werden.\r\n3 Ergänzungsvorschlag Klarstellung bei Rechnungs- und Informationszeiträumen zu § 40 b EnWG\r\nDie Fristen zur Rechnungsstellung wurden 2021 neu geregelt. Bis dahin durfte die Abrech-nungsperiode eines Kunden ein Jahr nicht „wesentlich\" überschreiten. Das Gesetz sieht aktu-ell eine harte Frist vor, die die bisherige Flexibilität in Bezug auf die Abrechnungsperiode be-schränkt. Fehlende Messdaten dürfen nicht zu versäumten Abrechnungsfristen führen. Dies offenbart Harmonisierungsbedarf bei der Fristsetzung. Abrechnungen müssen häufig korri-giert werden, was mit Rechts- und Inkassorisiken für Lieferanten einhergeht. Eine Lösung wäre die Wiedereinführung des Begriffs \"wesentlich\" in § 40b EnWG mit dem diese Harmo-nisierungslücke geschlossen werden könnte.\r\n4 Erweiterte Informationspflichten § 41 Abs. 1 EnWG-E\r\nIm Rahmen der Vertrags-/Produktgestaltung werden die gesetzlichen Vorgaben für vorver-traglichen Informationspflichten zunehmend erweitert. Mit der vorliegenden Neuregelung werden die EVU beispielsweise zusätzlich verpflichtet, den Kunden auf Sonderangebo-ten/Preisnachlässe, auf die separaten Kündigungsmöglichkeit von Bündelprodukten, zur se-parater Preis-Ausweisung der jeweiligen Bündelprodukte hinzuweisen.\r\nGrundsätzlich ist Transparenz ein wichtiger Aspekt für eine gute Vertrags-bzw. Kundenbeziehung. Der BDEW weist aller-dings darauf hin, dass mit den zunehmenden gesetzlichen Informationspflichten die Komple-xität der Informationen in Vertragsunterlagen und Rechnungen weiter erhöht wird. Zu viel Informationen bewirken am Ende eine Intransparenz für den Kunden und die intendierte Wirkung wird nicht erreicht. Es sollte daher grundsätzlich der Informationsumfang kritisch\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 3 von 8\r\ngeprüft werden. Sowohl im Hinblick auf die Verständlichkeit für Kunden als auch auf mit Blick auf das ausgegebene Ziel des Bürokratieabbaus. Grundsätzlich können die Regelungen zu Unsicherheiten bei zukünftigen Bündelprodukten führen, zum Beispiel beim Umgang mit Hardware, die keine Laufzeit hat.\r\nDie bereits laufenden Verträge zu Bündelprodukten können nicht nachträglich durch eine Gesetzesänderung geändert werden; sie wurden vor dem Hintergrund des geltenden Rechts erstellt und die Preise und Risiken kalkuliert. Das Risiko einer (durch die Gesetzesänderung) neu eröffneten Kündigungsmöglichkeit wurde zum Zeitpunkt des Vertragsschlusses nicht einbezogen. Insofern muss für die bestehenden Vertragsverhältnisse Bestandsschutz gelten. Die neue Regelung darf nur Geltung für die Zukunft entfalten.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41 Abs. 1 Satz 3 EnWG-E:\r\n“„Wurde in dem Vertrag Wird in einem Vertrag über die Belieferung von Energie zu-sätzlich die Lieferung gebündelter Produkte oder Leistungen vereinbart, (...)“\r\n5 Kostenwälzung von nicht beeinflussbaren Kostenbestandteilen, § 41 Abs. 6 EnWG-E\r\nBDEW begrüßt ausdrücklich, dass nunmehr auch die unveränderte Weitergabe von gesunke-nen Netzentgelten und Messentgelten in die Regelung des § 41 Abs. 6 EnWG-E aufgenom-men wurden und damit kein Sonderkündigungsrecht zugunsten des Kunden ausgelöst wird. Angesichts einer geplanten zukünftigen Senkung der Stromsteuer ist allerdings nicht ver-ständlich, warum die Regelung nicht auch für veränderte Energiesteuer und Konzessionsab-gaben Gültigkeit haben soll. Diese Preiskomponenten sind ebenfalls vom Vertrieb nicht bein-flussbar und werden als reiner Durchlaufposten an die Kunden weitergegeben. Das gleiche gilt für die unveränderte Weitergabe von Kostenerhöhungen der nicht beeinflussbaren Kos-tenbestandteile. Auch in diesen Fällen hat der Lieferant keine von ihm veranlasste Preisän-derung vorgenommen, sondern lediglich die staatlich oder regulatorisch veranlassten Kos-tenbestandteile unverändert weitergereicht, was im Ergebnis kein Sonderkündigungsrecht des Kunden rechtfertigt. Insbesondere vor dem Hintergrund, dass einzelne Umlagen und Ab-gaben durch Entscheidungen des Gesetzgebers mittlerweile mehrfach im Jahr geändert wer-den, stellt es sich für die Energielieferanten als eine zunehmende wirtschaftliche Herausfor-derung dar, wenn die nicht beeinflussbaren Kostenbestandteile nicht durch eine einfache Kostenwälzung an den Kunden weitergegeben werden können.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41 Abs. 6 EnWG sollte wie folgt geändert werden:\r\n„Bei unveränderter Weitergabe von umsatzsteuerlichen Mehr- oder Minderbelastun-gen, die sich aus einer gesetzlichen Änderung der geltenden Umsatzsteuersätze erge-ben sowie bei unveränderter Weitergabe von Mehr- oder Minderbelastungen auf-grund einer Absenkung des Saldos der Kalkulationsbestandteile nach § 40 Absatz 3\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 4 von 8\r\nNummer 1 bis 5, bedarf es keiner Unterrichtung nach Absatz 5 Satz 1 und 2; dabei entsteht kein außerordentliches Kündigungsrecht nach Absatz 5 Satz 4.“\r\n6 Festpreisverträge, § 41a Abs. 4-7 EnWG-E\r\nAuch wenn es sich um eine Umsetzung der Vorgaben der Binnenmarktrichtlinie Strom han-delt, halten wir eine staatliche Vorgabe bzw. die gesetzliche Verpflichtung von Lieferanten für bestimmte Tarifangebote (abseits der Grundversorgung) für grundlegend falsch. Da in Deutschland ein funktionierender Stromwettbewerbsmarkt vorherrscht, sollte die Entschei-dung über bestimmte Tarifangebote vollständig den jeweiligen Lieferanten überlassen wer-den. Sofern sich eine Nachfrage nach bestimmten Produkten/Tarifen kundenseitig entwi-ckelt oder besteht, sorgt der Markt und seine Teilnehmer automatisch dafür, dass Angebote im Wettbewerb gelegt werden.\r\nDen Vorgaben der Strombinnenmarktrichtlinie entsprechend sollen Stromlieferanten mit mehr als 200.000 Kunden verpflichtet werden, Festpreisverträge anzubieten, in denen der Preis in Bezug auf den Versorgeranteil über einen Zeitraum von mindestens 12 Monaten stabil bleibt. Derartige Verträge sind bereits aktuell weit im deutschen Endkundenmarkt ver-breitet, was letztendlich bestätigt, dass die Stromlieferanten bei entsprechender Nachfrage auch ohne gesetzliche Verpflichtungen den Erwartungen ihrer Kunden entgegenkommen. Einer gesetzlichen Vor-gabe bedarf es nicht.\r\nDie automatische Weitergabe von Kostenänderungen der vom Vertrieb nicht beeinflussba-ren Kostenbestanteile wie Steuern, Abgaben, Umlagen, Netz- und Messentgelte erfolgt übli-cherweise in der Abrechnung und begründet für den Kunden kein Sonderkündigungsrecht, weil es sich nicht um eine einseitige Preisänderung handelt. Darauf weist auch der § 41a Abs. 4 Satz 3 EnWG hin, der hierfür ein Sonderkündigungsrecht nach § 41 Abs. 5 Satz 4 EnWG aus-schließt. Allerdings sind auch die übrigen Regelungen des § 41 Abs. 5 EnWG nicht anwend-bar, weil es sich nicht um eine einseitige Preisanpassung (sog. Preisvorbehaltsklausel) han-delt, sondern eine bei Vertragsbeginn vereinbarte automatische Preisänderung (sog. Kosten-elementeklausel). Um keine Missverständnisse entstehen zu lassen, sollte daher konsequen-terweise auch klargestellt werden, dass im Falle der Weitergabe der vertrieblich nicht beein-flussbaren Kostenbestandteile § 41 Abs. 5 EnWG keine Anwendung findet.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41a Abs. 4 Satz 3 EnWG sollte wie folgt geändert werden:\r\n„Im Falle einer Weitergabe der Änderungen von Kostenbelastungen nach Satz 2 ist § 41 Absatz 5 Satz 4 nicht anwendbar.“\r\nNach § 41a Abs. 7 EnWG ist der Kunde über die wesentlichen Vertragsbestandteile bei Ab-schluss des Vertrages sowie bei Vertragsverlängerungen über die wesentlichen Bestandteile des Stromliefervertrages zu informieren. Da sich die auf unbestimmte Zeit abgeschlossenen Stromlieferverträge aus AGB-rechtlichen Gründen (§ 309. Nr. 9 BGB) nach Ablauf der Erst-Vertragslaufzeit automatisch auf unbestimmte Zeit verlängern und mit einer Frist von\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 5 von 8\r\nhöchstens einem Monat gekündigt werden können, ist in diesen Fällen bereits aus faktischen Gründen eine Informationspflicht bei Vertragsverlängerung nicht praktikabel. In anderen Branchen, wie z. B. der Telekommunikation, ist dies auch nicht vorgeschrieben. Abgesehen davon wird eine monatliche Information über die insoweit unveränderten Vertragsbedingun-gen auch keinen Sinn ergeben und zur Erhöhung der Informationsfülle für Kunden (Komple-xität) und zusätzlichem Bürokratieaufwand führen. Im Übri-gen wäre dies auch für Kunden eher verwirrend und böte ihm keinen Mehrwert, da sich die Bedingungen des Vertrages bei Verlängerung ja nicht ändern.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41a Abs. 7 Satz 1 EnWG sollte wie folgt formuliert werden:\r\n„Vor dem Abschluss sowie vor der Verlängerung eines Stromliefervertrags mit dyna-mischen Tarifen nach Absatz 2 oder eines Festpreisvertrages nach Absatz 4 hat der Stromlieferant dem Letztverbraucher jeweils eine knappe, leicht verständliche und klar gekennzeichnete Zusammenfassung der wichtigsten Vertragsbedingungen zur Verfügung zu stellen, [...]“\r\nHinsichtlich der Informationspflichten ist darauf hinzuweisen, dass die Pflichtangaben nach § 41a Absatz 6 EnWG aus redaktionellen Gründen ersatzlos ge-strichen werden können, weil die Informationspflichten bereits in Absatz 7 Ziff. 5. und 6. vollständig abgebildet sind.\r\nDie in § 41 Abs. 5 getroffene Ausnahmeregelung für Lieferanten, die nur dynamische Tarife anbieten, ist grundsätzlich eine Ungleichbehandlung von Lieferanten. Diese lässt sich zwar aus der Richtlinie ableiten (Mitgliedstaaten können Ausnahme vornehmen), setzt aber nach der Richtlinie voraus, dass ferner “die Ausnahme sich nicht negativ auf den Wettbewerb aus-wirkt” UND “für den Endkunden eine ausreichende Auswahl an Elektrizitätsversorgungsver-trägen mit fester Laufzeit und Festpreis besteht”. Mit der geplanten Einführung dieser Aus-nahme hat der dt. Gesetzgeber augenscheinlich diese beiden Voraussetzungen bejaht. Damit stellt sich aber die Frage, warum überhaupt eine Verpflichtung von bestimmten Lieferanten ergehen muss, wenn bereits eine ausreichende Auswahlmöglichkeit im Markt existiert.\r\nBürokratieabbau ernst nehmen\r\nGrundsätzlich ist anzumerken, dass die Informationspflichten zu den Vertragsinhalten über das gebotene Maß hinausschießen und zu erheblichen Mehrkosten führen, ohne dass der Kunde hiervon in irgendeiner Weise profitieren könnte.\r\nBereits nach geltender Rechtslage beinhaltet § 41 Abs. 1 EnWG eine umfangreiche Liste, was alles Inhalt von Energielieferverträgen sein muss. Für Fernabsatzverträge und Verträge au-ßerhalb von Geschäftsräumen gilt zudem § 312d BGB in Verbindung mit § 246a EGBGB, der zahlreiche Informationspflichten normiert. Im elektronischen Geschäftsverkehr gibt es dane-ben noch die Pflichten aus § 312i BGB. Zudem ist in der Werbung und auf der Internetseite § 41 Abs. 3 EnWG zu beachten.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 6 von 8\r\nNunmehr ist bei Festpreisverträgen und bei dynamischen Verträgen vor Vertragsschluss eine Art Informationsblatt vorgesehen, auf dem die aufgezählten umfangreichen Informationen enthalten sind. Ein zusätzliches Informationsblatt o.ä., das auch die unterschiedlichen Netz-entgelte des jeweiligen Netzgebiet ausweisen muss und daher für jedes Netzgebiet unter-schiedlich ausfallen dürfte, würde bei den Versorgungsunternehmen einen nicht unerhebli-chen Aufwand verursachen, der nach Auffassung des BDEW in keinem Verhältnis zum Nut-zen steht, da der Kunde über die Vertragsformulare oder die Online-Bestellstrecke ja ohne-hin alle Informationen erhält. Sofern einzelne Informationen aus dem geplanten § 41a Abs. 7 EnWG bisher noch nicht Pflichtinhalt von Verträgen sind, könnte dies in § 41 Abs. 1 EnWG ergänzt werden.\r\n7 Vermeidung von Versorgungsunterbrechungen, §§ 41f, 41 g EnWG-E\r\nGrundsätzlich ist zu begrüßen, dass mit den neueingeführten §§ 41f, 41g EnWG-E zwischen Versorgungsunterbrechungen von Haushaltskunden innerhalb der Grundversorgung und au-ßerhalb der Grundversorgung unterschieden wird.\r\nMit dem neu eingefügten § 41g EnWG-E wird in der Grundversorgung ein neuer Prozess zur Vermeidung von Energiesperren eingeführt, der die Einbeziehung des örtlichen Sozialhilfe-trägers ermöglicht. Mit der Androhung einer Versorgungsunterbrechung wegen Zahlungs-verzuges muss dem Haushaltskunden mitgeteilt werden, dass er freiwillig der Weitergabe seiner Daten an das zuständige Sozialamt zustimmen kann. Erteilt der Haushaltskunde dem Grundversorger die Zustimmung, ist der Grundversorger verpflichtet, den Sozialhilfeträger unter Weitergabe der Kundendaten über die drohende Versorgungsunterbrechung zu infor-mieren. Bei fehlender Zustimmung ist der Grundversorger berechtigt - aber nicht verpflichtet - zum Zeitpunkt der 8-werktägigen Sperrankündigung (41f Abs. 5 EnWG-E), das zuständige Sozialamt auch ohne Zustimmung des Kunden über die bevorstehende Versorgungsunter-brechung zu informieren. Von diesem Prozess sind keine geltenden Fristen und weitere Vor-gaben für den Lieferanten bei Androhung und Durchführung einer Energiesperre betroffen, da der Sozialhilfeträger innerhalb von 8 Tagen reagieren muss, sofern die Behörde die dro-hende Liefersperre durch eine Kostenübernahmeerklärung abwenden will. Damit die Be-hörde eine kurzfristige Entscheidung treffen kann, sollte ihr auch die Höhe der Zahlungsrück-stände durch den Grundversorger mitgeteilt werden können.\r\nGrundsätzlich ist es zu befürworten, dass das Versorgungsunternehmen gesetzlich ermäch-tigt werden soll, dem Sozialamt Daten des Kunden zur Prüfung von Sozialhilfeansprüchen zur Verfügung zu stellen. Hiermit werden Rechtssicherheit und die Möglichkeit geschaffen, in Härtefällen Verfahren anzustoßen und Kunden zu helfen. Die Aufnahme entsprechender Re-gelungen für die Grundversorgung, die bei drohender Energiesperre die Einbeziehung der Sozialhilfeträger vorsieht, könnte aus Sicht des BDEW geeignet sein, Energiesperren zu ver-meiden. Was die Intention anbelangt, Versorgungsunterbrechungen zu vermeiden, wird vor-geschlagen, einen Weg zu wählen, der den Haushaltskunden – im Bedarfsfall – direkter, schneller und zuverlässiger die Inanspruchnahme von Hilfeleistungen ermöglicht. Dies bei gleichzeitiger Wahrung eines eigenverantwortlichen Handelns.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 7 von 8\r\nWichtig ist jedoch, dass hierbei keine Änderungen der Fristigkeiten für Androhung und Um-setzung der Energiesperren aufgenommen werden. In der behördlichen Umsetzung ist ent-scheidend, dass standardisierte Schnittstellen zwischen Grundversorger und Sozialhilfeträger zur Verfügung stehen, um einen kurzfristigen und reibungslosen Datenaustausch zu ermögli-chen.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41g Abs. 6 Ziff. 3 EnWG sollte wie ergänzt werden:\r\n„3. die der Androhung der Versorgungsunterbrechung zugrundeliegenden Zah-lungsrückstände“\r\n8 Analyse des Grundversorgungssystems, § 118 Abs.1 EnWG-E\r\nBis zum 1. Juli 2026 soll seitens des BMWE einen Bericht zur Evaluierung der Grundversor-gung nach § 36 EnWG vorliegen, in dem insbesondere das Verfahren zur Bestimmung des Grundversorgers nach § 36 Abs. 2 EnWG und mögliche alternative Verfahren untersucht werden.\r\nBDEW weist darauf hin, dass die Vorgaben des neuen EU-Strommarktdesigns zur Grundver-sorgung sich nur auf Mitgliedstaaten beziehen, die bisher kein Grundversorgungssystem im-plementiert haben. Eine Evaluierung der Grundversorgung, insbesondere des Verfahrens zur Bestimmung des Grundversorgers, ist nicht erforderlich, nachdem das bestehende Grund-versorgungssystem den aktuellen, europäischen Vorgaben entspricht und es sich gerade erst in Zeiten der Energiekrise offenkundig und nachhaltig als stabil und krisensicher bewährt hat. Damit hat sich insbesondere auch das Verfahren zur Bestimmung des Grund- und Er-satzversorgers bewährt. Die entsprechend § 36 Abs. 2 EnWG festgestellten Grund- bzw. Er-satzversorgungsunternehmen haben 2021 allein im Strombereich Hunderttausende Kunden anderer Lieferanten vor einem Versorgungsausfall bewahrt. Dies erfolgte trotz der von der Energiekrise ausgelösten, schwierigen Rahmenbedingungen zu einem Zeitpunkt, zu dem zahlreiche „andere“ Energieversorgungsunternehmen die Versorgung ihrer Kunden nicht mehr gewährleisten konnten oder wollten. Bei diesen EVU war z. B. Folgendes zu beobach-ten:\r\n•\r\ninsolvenzbedingte Versorgungsausfälle\r\n•\r\nrechtswidrige Kündigungen durch EVU, die ihre Kunden wegen der hohen Beschaf-fungskosten nicht länger beliefern wollten oder sogar ausdrücklich beim Grund- und Ersatzversorger „zwischenparken und anschließend zurückholen“ wollten\r\n•\r\nrechtswidrige und extreme Preisanpassungen unter Nichtbeachtung der gesetzlichen und vertraglichen Voraussetzungen, so dass nicht nur Gerichte, sondern sogar die BNetzA einschreiten musste\r\n•\r\nZurückweisungen von Kündigungen der Kunden wegen drastischer Preiserhöhungen mit dem Argument, die vorangegangene Preiserhöhung sei „aus Versehen“ erfolgt.\r\nDie verpflichtende Einführung eines Versorgers letzter Instanz (= Ersatzversorger) durch die novellierte Strommarktrichtlinie EU (2024/1711), die laut Gesetzesbegründung Anlass der\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Endkundenmarkt\r\nSeite 8 von 8\r\nEvaluierung ist, ändert daran nichts. Mitgliedstaaten sind entsprechend Art. 27 a zur Einfüh-rung eines Versorgers letzter Instanz nur verpflichtet, wenn sie noch kein entsprechendes (Ersatzversorgungs-)System geschaffen haben. In Deutschland ist das System der Versorgung letzter Instanz durch § 38 EnWG bereits seit 2005 etabliert. Auch die Vorgaben des Art. 27, die die Grundversorgung betreffen, sind in Deutschland umgesetzt.\r\nDie deutsche Grund- und Ersatzversorgung hat ihre Leistungsfähigkeit unter Beweis gestellt. Sie gewährleistet seit 20 Jahren eine sichere und zuverlässige Energieversorgung. Die bloße Änderung einer EU-Richtlinie, deren Vorgaben zudem erfüllt sind, sollte nicht ein langjähri-ges, krisenerprobtes System in Frage stellen. Das deutsche Grundversorgungs-Modell könnte hierbei sogar als Vorbild für andere Mitgliedstaaten, die noch keines besitzen, dienen.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Änderungen im EnWG zur Netz- und Systemsicherheit\r\nÄnderungen beim Redispatch 2.0, § 14 EnWG\r\nGemäß den im Regierungsentwurf vorgesehenen Änderungen in § 14 EnWG soll die Verpflich-tung der Stromverteilernetzbetreiber (VNB) zur Bereitstellung des bilanziellen Ausgleichs und das Recht der VNB zur Abnahme des bilanziellen Ausgleichs von Redispatch-Maßnahmen in einer Übergangsphase bis zum 1. Januar 2032 grundsätzlich ausgesetzt werden. In dieser Phase soll die BNetzA gleichzeitig ermächtigt werden, den bilanziellen Ausgleich im Verteiler-netz, auch teilweise, mit einer entsprechenden Festlegung zu regeln. Außerdem soll die BNetzA im Rahmen des finanziellen Ausgleichs des Anlagenbetreibers Regelungen auch für ei-nen angemessenen Aufwendungsersatz schaffen. Diesen sollen die Anlagenbetreiber erhalten, bei denen der Bilanzkreisverantwortliche (BKV) und nicht der Netzbetreiber den bilanziellen Ausgleich bereitstellt.\r\nAus Sicht des BDEW gehen die Anpassung grundsätzlich in die richtige Richtung. Begrüßens-wert ist insbesondere, dass die gesetzlichen Rahmenbedingungen des EnWG für den Redis-patch 2.0 angepasst und flexibilisiert werden sollen. Dadurch wird in den kommenden Jahren die Möglichkeit für ein schrittweises Vorgehen in Richtung eines verteilnetzweit umsetzbaren und effizienten Redispatch 2.0 auf Basis von Erfahrungen und Kapazitäten der Branche ge-schaffen. In den Übertragungsnetzen funktioniert der bilanzierte Redispatch 2.0 bereits heute gut. Zudem können die geplanten Anpassungen, sobald auch die entsprechenden Festlegun-gen der BNetzA vorliegen, mehr Rechtssicherheit für den bilanziellen Ausgleich im Verteiler-netz schaffen. Hier ist die BNetzA gefragt, durch die konkrete Ausgestaltung Rechts- und Pra-xissicherheit herzustellen. Sinnvoll ist auch das Ziel, Regelungen für einen angemessenen Auf-wendungsersatz zu schaffen, solange keine Bilanzierung durch den anfordernden Netzbetrei-ber erfolgt.\r\nAllerdings bestehen auch noch Verbesserungsbedarfe:\r\n•\r\nWeitere Details hinsichtlich der schrittweisen Wiederaufnahme des bilanziellen Aus-gleichs durch die Verteilernetzbetreiber soll die vorgesehene Festlegung der BNetzA enthalten, die mit dem Inkrafttreten des Gesetzes getroffen werden kann. Es muss vermieden werden, dass zeitweise rechtliche Unsicherheit in Bezug auf Bilanzie-rungsaufgabe entsteht. Ebenso braucht es Klarheit hinsichtlich der Höhe des hiermit im Zusammenhang stehenden finanziellen Ausgleichs.\r\n•\r\nDer BDEW empfiehlt, das Inkrafttreten der den Redispatch 2.0 betreffenden Geset-zesänderung auf den ersten Tag eines Kalenderjahres zu datieren , da Vermark-tungsverträge oftmals eine jährliche Laufzeit haben und eine unterjährige Änderung der Ansprüche auf bilanziellen Ausgleich bzw. angemessenen Aufwendungsersatz\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Änderungen im EnWG zur Netz- und Systemsicherheit\r\nSeite 2 von 4\r\nnur mit erheblichem Aufwand in den Verträgen zwischen den Betreibern der Anlage\r\nund den Lieferanten bzw. Vermarktungsunternehmen umgesetzt werden kön-nen. Auch die Regelungen zum angemessenen Aufwendungsersatz müssen frühest-möglich bekannt sein. Ausschließlich durch eine solche Regelung wird die rechtliche Unsicherheit des Anlagenbetreibers über die Höhe des finanziellen Ausgleichs aus-geschlossen.\r\n•\r\nDie geplante Anpassung schafft eine sinnvolle Übergangsphase und Spielräume für die BNetzA, praxisfeste und robuste Prozesse für die gesamte Branche zu etablie-ren. Der BDEW spricht sich dafür aus, bis Ende des Jahres 2030 die Umsetzung und Effektivität der gesamten gesetzlichen Übergangsregelung auf dem Weg zu einem flächendeckenden bilanziellen Ausgleich durch die Netzbetreiber zu evaluieren (und die Evaluierung nicht nur auf § 14 Abs. 1b Satz 4 EnWG-E zu beschränken, wie in § 14 Abs. 1b Satz 5 EnWG-E vorgesehen). Aus dieser Evaluierung könnten weitere notwendige rechtliche Weichenstellungen für die Zukunft des Redispatch 2.0 nach 2031 abgeleitet werden.\r\n•\r\nBei der Bestimmung des angemessenen Aufwendungsersatzes, wie ihn die Bundes-netzagentur (BNetzA) festlegen soll, ist auf die Erfüllung des Grundprinzips zu ach-ten, dass eine Redispatch-Maßnahme den Anlagenbetreiber weder besser- noch schlechterstellen soll. Für den Fall, dass der Anlagenbetreiber (und nicht der Bilanz-kreisverantwortliche) den Aufwendungsersatz erhält, muss der Aufwendungsersatz mindestens der Höhe des anzulegenden Wertes entsprechen, damit dieses Prinzip gewahrt bleibt. Bilanzkreisverantwortlicher und Anlagenbetreiber müssen die Mög-lichkeit haben, die ihnen entstandenen Kosten über den Aufwendungsersatz zu de-cken.\r\nDarüber hinaus sollten aus Sicht des BDEW die folgenden Hinweise und Ergänzungsbedarfe berücksichtigt werden:\r\nDie einseitige Nennung von „wirtschaftlichen Vorteilen“ in § 14 Abs. 1b EnWG-E bei der Bereit-stellung des bilanziellen Ausgleichs durch den Bilanzkreisverantwortlichen ist nicht sachge-recht. Im Gegenteil ist nicht erkennbar, wann es überhaupt zu wirtschaftlichen Vorteilen im Zusammenhang mit Redispatch-Maßnahmen kommen könnte. In der Gesetzesbegründung wird genannt, dass dies im Falle von negativen Preisen oder positivem Redispatch der Fall sein könnte. Hier wird jedoch die Tatsache vernachlässigt, dass eine Anlage eine flexibel einsetz-bare Option darstellt und durch die Redispatch-Maßnahme die Option entfällt, die Anlage, falls es wirtschaftlich sinnvoll ist, eigenständig bei negativen Preisen einzusenken oder bei po-sitiven Preisen zu erhöhen. Weiterhin sieht der geplante § 14 Abs. 1b EnWG-E vor, dass die BNetzA im Rahmen ihrer Festlegungskompetenz insbesondere auch negative Anreize bei einer ineffizienten Bewirtschaftung einsetzen soll. Anreize können aus Sicht des BDEW eine wichtige Rolle auf dem Weg zur Verbesserung des Redispatch 2.0 spielen. Die Fokussierung auf allein\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Änderungen im EnWG zur Netz- und Systemsicherheit\r\nSeite 3 von 4\r\nnegative Anreize ist jedoch nicht sachgerecht und sollte dringend gestrichen werden. Auch po-sitive Anreize können effektive Instrumente darstellen und sollten in den Überlegungen der BNetzA Berücksichtigung finden können.\r\nBDEW-Formulierungsvorschläge:\r\n§ 14 Absatz 1a und 1b EnWG-E sollte wie folgt geändert und folgender Absatz 1d zu-sätzlich in § 14 EnWG eingefügt werden:\r\n„(1a) Die Regulierungsbehörde regelt durch eine bis zum Ablauf des 31. Dezember 2031 zu befristende Festlegung nach § 29 Absatz 1, unter welchen Voraussetzungen § 13a Absatz 1a Satz 1 und 2 für Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen entsprechend anzuwenden ist. Die Regulierungsbehörde kann die Anwendung insbesondere auf be-stimmte Netzebenen, Anlagenarten und Anlagengrößen sowie auf bestimmte Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen beschränken oder von der Zustimmung der Betreiber vorgelagerter Elektrizitätsversorgungsnetze oder anderer Beteiligter abhängig machen. § 13j Absatz 5 Nummer 3 ist entsprechend anzuwenden.\r\n(1b) Sofern oder soweit nach Absatz 1 Satz 3 der § 13a Absatz 1a Satz 1 und 2 für einen Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen keine Anwendung findet, ist § 13a Absatz 2 mit der Maßgabe anzuwenden, dass der bilanzielle Ausgleich nach § 13a Absatz 1a Satz 1 als erfüllt gilt und der Betreiber von Elektrizitätsverteilernetzen dem Bilanzkreisver-antwortlichen zur Erzeugung oder zur Speicherung von elektrischer Energie als Bestand-teil des finanziellen Ausgleichs einen angemessenen Aufwendungsersatz für die Durch-führung des bilanziellen Ausgleichs durch den Bilanzkreisverantwortlichen zu zahlen hat. Die Höhe des zu zahlenden angemessenen Aufwendungsersatzes entspricht den Kosten, die für die Vornahme des bilanziellen Ausgleichs der Maßnahme durch den Bi-lanzkreisverantwortlichen erforderlich sind. Sie entspricht mindestens dem anzulegen-den Wert. Wirtschaftliche Vorteile, die der Bilanzkreisverantwortliche durch die Vor-nahme des bilanziellen Ausgleichs hätte erlangen können, hat der Betreiber der An-lage zur Erzeugung oder zur Speicherung von elektrischer Energie dem Betreiber des Elektrizitätsverteilernetzes zu erstatten. Die Regulierungsbehörde trifft durch Festle-gung nach § 29 Absatz 1 nähere Bestimmungen zur Höhe des angemessenen Aufwen-dungsersatzes. Sie gibt insbesondere pauschale Bestimmungsmethoden, Maßgaben für eine effiziente Bewirtschaftung sowie negative Anreize zur bei einer ineffizienten Be-wirtschaftung vor. Die Sätze 1 bis 3 sind nicht anzuwenden, wenn und soweit die An-lage der Einspeisevergütung nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zugeordnet ist. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie evaluiert zum 1. Juli 2027 die Umsetzung und Wirkung der Maßgaben und Anreize nach Satz 5.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Änderungen im EnWG zur Netz- und Systemsicherheit\r\nSeite 4 von 4\r\n[…]\r\n(1d) Die Regulierungsbehörde legt dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klima-schutz spätestens zum 31. Dezember 2030 einen Bericht über den Umsetzungsstand hinsichtlich der Vorgaben der nach Absatz 1a erlassenen Festlegung vor. Der Bericht soll auch eine Prognose über die zu erwartende weitere Umsetzung beinhalten. Die Regulierungsbehörde hat zur Erstellung des Berichts die Vertreter der Wirtschaft zu hören. Der Bericht soll auch Aussagen dazu enthalten, ob und aus welchen Gründen eine Verlängerung der nach Absatz 1a erlassenen Festlegung aus Sicht der Regulie-rungsbehörde notwendig wäre.\"\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\n18. Juli 2025\r\nDie geplante Regelung soll die Vorgaben zur gemeinsamen Nutzung von Energie aus erneuerbaren Anlagen in Artikel 15a der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie (Energy Sharing) umsetzen. Dies soll Letztverbrauchern die Teilhabe am Energiemarkt weiter vereinfachen und ist vor diesem Hinter-grund grundsätzlich positiv. Im Positionspapier “Rahmenbedingungen für Energy Sharing: Akzeptanz stärken, Investition anregen” vom 2. Juli 2024 hatte der BDEW bereits ausführliche Vorschläge für eine Ausgestaltung von “Energy Sharing” in Deutschland unterbreitet. Darin enthaltene Positionen spiegeln sich u.a. in der Bewertung zu § 42c EnWG-E wider.\r\nFestzuhalten ist dabei, dass es Privatpersonen ermöglicht werden soll, mit möglichst geringem admi-nistrativem Aufwand an den energiewirtschaftlichen Prozessen teilzunehmen. Gleichzeitig ist weiter-hin sicherzustellen, dass diese Nutzenden auch die entstehenden Kosten zu tragen haben.\r\nWie dies gelingen kann, sollte noch mit der Branche im Sinne einer effizienten Umsetzung ausgear-beitet werden. Aus Sicht des BDEW sollten für die Umsetzung hinsichtlich der Machbarkeit und auch Priorisierung im Verhältnis zu anderen wichtigen Aufgaben für die Energieversorgung folgende Leitli-nien gelten:\r\n•\r\n1:1 Umsetzung der Richtlinie hinsichtlich des Umfangs\r\n•\r\nAusschöpfen der Fristen für die Umsetzung\r\n•\r\nSchaffung einer Festlegungsbefugnis der BNetzA für die Umsetzung und Abwicklung des Energy Sharings in der Praxis\r\n1 Richtliniengetreue Umsetzung: Priorisierung und Frist\r\nDie Umsetzung geht insbesondere mit Blick auf den Zeitpunkt der Anwendung und des Umfangs deutlich über die Mindestanforderungen aus der Richtlinie hinaus. Wir möchten hier an die Vereinba-rung des Koalitionsvertrages erinnern, die bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht kate-gorisch bürokratische Überfüllung ausschließt (Rz. 2014). Die Spielräume, die Art. 15a Strombinnen-marktrichtlinie der nationalen Umsetzung insbesondere hinsichtlich des Zeitpunkts der Umsetzung überlässt, sollten dringend genutzt werden, um der Praxis Gelegenheit zur Implementierung der er-forderlichen effizienten Prozesse für die Abwicklung von Netzzugang und Bilanzierung und für de-ren Erprobung zu geben. Der BDEW versteht Art. 3 Abs. 1, 2. Satz der Strombinnenmarktrichtlinie so, dass diese spezielle Regelung bis zum 17. Juli 2026 in nationales Recht umzusetzen ist. Daher sollte die Regelung insgesamt erst zu diesem Zeitpunkt in Kraft treten.\r\nHintergrund ist, dass § 42c EnWG-E die Komplexität der Abwicklung insbesondere für Netz- und Messstellenbetreiber sowie Reststromlieferanten im Vergleich zur gemeinschaftlichen Gebäudever-sorgung erheblich steigert, da die Lieferung auch über das Netz erfolgen können soll. Die\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\nSeite 2 von 6\r\nAusgestaltung der Marktkommunikationsprozesse zur Abwicklung des Netzzugangs und der Bilanzie-rung ist nach europäischem Recht grundsätzlich Aufgabe der BNetzA. Der BDEW spricht sich daher dafür aus, die Abwicklung der gemeinsamen Energienutzung (Energy Sharing) im Rahmen einer BNetzA-Festlegung auszugestalten. Dieses Vorgehen wäre europarechtskonform und würde deutlich mehr Flexibilität bieten, um die Verfahren mit den bestehenden Marktkommunikationsprozessen oder mit bereits anstehenden Marktkommunikationsprojekte (bspw. das BNetzA-Festlegungsverfah-ren zur zukünftigen Aggregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub)) sinn-voll zu synchronisieren. Insbesondere die zeitlichen Abhängigkeiten und Wechselwirkungen sind zwingend durch die BNetzA abzustimmen, sodass Synergieeffekte gehoben werden können.\r\nAbzulehnen ist, dass einmal mehr die Netzbetreiber oder Lieferanten zusätzliche Aufgaben überneh-men sollen, die entweder anderen Markteilnehmern zuzuordnen sind oder grundsätzlich durch staat-liche Stellen zu erfüllen wären (wie schon bei Prüfungsanforderungen nach dem EEG, bei der Erlösab-schöpfung aus den Preisbremsengesetzen, etc.). Da die Ressourcen sowohl bei den Vertrieben als auch bei den Verteilnetzbetreibern begrenzt sind, ist dringend auch eine zeitliche Priorisierung nach Energiewenderelevanz und Kosten bzw. Nutzen erforderlich. Aus diesem Grund ist auch die umfang-reiche Zuweisung neuer Aufgaben an Netzbetreiber zur Vereinfachung der gemeinsamen Energienut-zung in § 20b EnWG-E nicht zielführend.\r\nVor allem vor dem Hintergrund, dass zeitnah eine Vielzahl anderer Projekte mit IT-Relevanz umge-setzt werden müssen, ist eine Abwicklung von Energy Sharing im Massengeschäft in den genannten Fristen 2026 für die Umsetzung innerhalb eines Bilanzierungsgebietes und 2028 in weiteren Bilanzie-rungsgebieten nicht realisierbar.\r\nBeispiele für die bereits bei den Energieversorgungsunternehmen laufenden Projekte mit hohem IT-Umsetzungsaufwand sind unter anderem:\r\n•\r\nder Rollout von intelligenten Messsystemen,\r\n•\r\ndie Umstellung der Steuerung von Anlagen für den Verbrauch und die Einspeisung, auf eine Steuerung über das intelligente Messsystem,\r\n•\r\ndie Beschleunigung und Digitalisierung des Netzanschlusses,\r\n•\r\ndie Beschleunigung des Netzausbaus,\r\n•\r\ndie Umsetzung des Redispatch,\r\n•\r\ndie Umsetzung der Vorgaben zur Cybersicherheit (NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheits-stärkungsgesetz),\r\n•\r\ndie Stabilisierung der Regelungen zum Lieferantenwechseln 24h Strom,\r\n•\r\ndie Umsetzung von Gebäudestrommodellen und die Netzentgeltabrechnung nach § 14a EnWG (insb. Tarifmodell 3 seit 1. April 2025) und\r\n•\r\ndie Einführung des BNetzA-Festlegungsverfahrens zur zukünftigen Aggregation und Abrech-nung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub), die ebenfalls die Messwertverarbeitung beinhaltet\r\n2 Richtliniengetreue Umsetzung: Zuordnung von Aufgaben und der Finanzierung\r\nEs ist zu beachten, dass aus den Regelungen für die Lieferanten des sogenannten „Reststroms“ zu-sätzlich zu den bereits aus § 42b EnWG (Gemeinschaftlicher Gebäudeversorgung) folgenden Risiken\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\nSeite 3 von 6\r\nweitere erhöhte Bilanzierungsrisiken folgen können. Dies sollte unmissverständlich ausgeschlossen werden.\r\nEs ist zu begrüßen, dass die Abrechnung der anfallenden Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzent-gelte offenbar grundsätzlich von gemeinschaftlichen Energienutzern abgewickelt und kostenseitig getragen werden soll und hierfür nicht der Stromlieferant des Letztverbrauchers in Anspruch genom-men werden kann. Allerdings ergibt sich dies nicht ausdrücklich aus § 42c Absatz 3 Nr. 3 EnWG-E wie die Begründung zu diesem Punkt vermuten lässt. Die Regelung enthält grundsätzlich nur noch die Aussage, dass eine Nutzung der Elektrizität unentgeltlich zwischen den Vertragspartnern erfolgen kann. Dies könnte aus Sicht des BDEW missverständlich sein. Zumindest die Begründung sollte klarer zum Ausdruck bringen, dass die Unentgeltlichkeit sich ausschließlich auf die Lieferung von Elektrizität bezieht und nicht auf ggf. zu zahlende Steuern sowie Umlagen oder das bei der Nutzung des Netzes anfallende Netzentgelt.\r\nDer BDEW begrüßt die Regelung, dass die erwähnte Abrechnung der Steuern, Abgaben, Umlagen und Netzentgelte nach §42c Absatz 5 EnWG-E neben anderen als zu vergütende Dienstleistung von einem Dritten erbracht werden kann. Dies ermöglicht eine professionelle Abwicklung und verringert mögli-che Beratungsaufwände für alle Beteiligten. Da die Beschaffung des „Reststroms“ durch den Liefe-ranten zudem mit Aufwand und Risiken verbunden ist, sollte der Letztverbraucher im Rahmen einer Anzeigepflicht den Energieversorger von der Teilnahme am Energy-Sharing unterrichten müssen.\r\nNach § 42c Abs. 1 Nummer 6 wird die Erfassung des Strombezugs durch die viertelstündliche regist-rierende Leistungsmessung gefordert. Nach § 42 Abs. 1 Nummer 7 soll die erzeugte und gespeicherte Elektrizität hingegen mittels der Zählerstandsgangmessung erfasst werden. Die Unterscheidung ist nicht nachvollziehbar. Wesentlich ist, dass Viertelstundenwerte vorliegen und verrechnet werden können. Die Zählerstandsgangmessung ist gemäß § 55 MsbG die Methode, die zukünftig insbeson-dere für kleinere Bezugs- und Einspeiseanlagen Methode. Dementsprechend ist die in § 42c Abs. 1 Nummer 6 genannte Formulierung „registrierende Leistungsmessung“ in „Zählerstandsgangmes-sung“ anzupassen und soweit vorhanden darüber hinaus die registrierende Leistungsmessung.\r\n3 Anwendungsbereich und Regelungen zur Abwicklung\r\nIn dem Recht zur gemeinsamen Nutzung von Energie über weite Strecken und mehrere Netzebenen sieht der BDEW die Möglichkeit der Verschärfung aktueller und künftiger Netzengpässe, da es ggf. zu zusätzlichen, sonst nicht auftretenden Leistungsspitzen durch die Gemeinschaft der Letztverbraucher kommen kann. Grundsätzlich gilt, dass auch die Nutzer von Energy Sharing in alle Maßnahmen zur verbesserten Systemdienlichkeit von PV- und Speicheranlagen, analog den dann geltenden Vorgaben für die betroffenen Nutzergruppen, einbezogen werden müssen.\r\nDie Einschränkung auf ein Bilanzierungsgebiet ist vor dem Hintergrund einer handhabbaren Abgren-zung geboten, denn die EU-Richtlinie gibt einen geographischen oder lokalen Bezug vor. Energy Sha-ring sollte räumlich dauerhaft nicht über das Bilanzierungsgebiet hinaus gehen. Die Ausweitung auf angrenzende Bilanzierungsgebiete in Abs.4 Nr. 2 ist zu streichen. Wenn das Gebiet, in dem Energy Sharing möglich ist, zu groß wird, geht der lokale Charakter verlo-ren, steigen die Prognose-, Beschaffungs- und Abrechnungsherausforderungen für Lieferanten und potenziell mögliche netzentlastende Effekte gehen verloren. Die Definition des relevanten Gebietes\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\nSeite 4 von 6\r\nsollte vor einer endgültigen Festschreibung im Gesetz eingehend analysiert und ggf. über eine Festle-gungskompetenz der BNetzA geregelt bzw. geändert und in bestehende angepasste Marktkommuni-kationsprozesse sinnvoll integrieren werden. In einer möglichen Festlegung der BNetzA sollte auch geregelt werden, dass auch sinnvollere kleinere Begrenzungen getroffen werden können. Dementsprechend steht der BDEW der Erweiterung auf „das“ angrenzende Bilanzierungsgebiet ab 1. Juni 2028 kritisch gegenüber. Darüber hinaus ist auch nicht klar wie zu verfahren ist, wenn mehrere Bilanzierungsgebiete angrenzen. Für den Fall, dass es bei der angedachten Regelung für angrenzende Bilanzierungsgebiete bleibt, sollte eine Klarstellung erfolgen, dass es sich bei angrenzenden Bilanzie-rungsgebieten nur um solche Verteilnetze handeln kann, die eine netztechnische Verbindung aufwei-sen und nicht um Verteilnetzgebiete, die nur geografisch aneinandergrenzen. Mit Blick auf die Umsetzungsfristen und die des BNetzA-Festlegungsverfahrens zur zukünftigen Ag-gregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub) ist zu empfehlen, die Fristen für die Betreiber der Elektrizitätsverteilnetze innerhalb des Bilanzierungsgebiets ab 1. Juni 2026 nach Absatz 4 Nr. 1 entsprechend zu verlängern und mit dem Umsetzungszeitpunkt im Jahr 2029 zum Ma-BiS-Hub zu synchronisieren, um Synergieeffekte zu erzielen, dem Umsetzungsaufwand gerecht zu werden und keine Investitionen und Ressourcen für zeitlich begrenzte Übergangslösungen zu binden.\r\nAuch die über § 20b Absatz 1 EnWG-E zumindest verbindlich erscheinende Nutzung einer Internet-plattform sollte das Gesetz in der Fassung des vorliegenden Entwurfs nicht vorsehen. Die Schaffung einer solchen Plattform ist in der vorgegebenen Zeit ohnehin nicht möglich (siehe dazu Ausführungen zu § 20b EnWG-E). Kosten und Nutzen z.B. einer Internetplattform zur weiteren Digitalisierung des Netzzugangs sowie zur Abwicklung des Energy Sharings sollten vor einer Detailfestlegung mit der Branche besprochen werden und sind auf ihre Umsetzbarkeit in der Praxis zu prüfen. Dabei ist zu be-denken, dass ein Eingriff in bestehende Abläufe und Prozesslandschaften auch zu Verzögerungen an anderen Stellen führen kann. Soweit es um die Nutzung einer Plattform für die Abwicklung des Netz-zugangs geht, sollte die Regelung in § 20b EnWG-E auf eine Festlegungskompetenz für die BNetzA reduziert werden. Ausführliche Erläuterungen zur Plattform unter § 20b EnWG-E finden Sie in der Hauptstellungnahme.\r\n4 Regelungen zu Dienstleistungen und beteiligten Anlagen\r\nGrundsätzlich sollten rollenspezifische Ausgestaltungen und Vorgaben nicht im Gesetz, sondern im Rahmen einer BNetzA-Festlegung spezifiziert werden. Nur so können Konzepte in die praktische Um-setzung gebracht werden, die effiziente Lösungen ermöglichen. Mit Blick auf die praktische Umset-zung des Energy Sharings in den Vorgaben zur Marktkommunikation hat der BDEW sich bereits aus-führlich mit entsprechenden Modellen beschäftigt und bringt diese Konzepte gerne im Rahmen einer BNetzA-Festlegung ein.\r\nEine Verpflichtung der Netzbetreiber zur Umsetzung der Regelungen zum Energy Sharing (§ 42c, Ab-satz 4) sollte erst erfolgen, wenn durch die BNetzA in Zusammenarbeit mit der Branche die Markt-kommunikation und die entsprechenden Formate abgestimmt und in die Praxis überführt wurden.\r\nDer BDEW unterstützt in diesem Zusammenhang, dass § 42c Absatz 1 EnWG-E auf „eine“ Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien Bezug nimmt und geht davon aus, dass die\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\nSeite 5 von 6\r\nFormulierung „Der Betreiber einer Anlage (…) kann die erzeugte Elektrizität (…) gemeinsam nutzen (gemeinsame Nutzung), wenn …“ die gemeinsame Energienutzung auf eine Anlage je beteiligtem Letztverbraucher beschränkt. Eine Ausweitung auf Mehrfachteilnahme sollteerst nach eingehender Analyse von Erfahrungswerten angedacht werden.\r\nHinsichtlich des Umfangs der teilnahmeberechtigen Anlagen geht der BDEW davon aus, dass sowohl Bestands- als auch Neuanlangen nach EEG erfasst sind. Die Einbindung bestehender Anlagen ermög-licht die effiziente Nutzung des vorhandenen Potenzials und stärkt die Flexibilität sowie Wirtschaft-lichkeit des Systems, auch um gerade in der Anlaufphase einen Aufwuchs von Sharing-Modellen zu ermöglichen.\r\nFür die Feststellung, ob es sich um eine oder mehrere Anlagen handelt und wie die relevanten Leis-tungsgrenzen nach § 42c Abs. 7 EnWG-E ermittelt werden, sollte eine Klarstellung aufgenommen werden. Dabei bietet sich für die Frage, ob es sich um eine oder mehrere Anlagen handelt, die Bezug-nahme auf den technischen Anlagenbegriff an. Eine Zusammenfassung ist nur bei Solaranlagen ange-zeigt, die hinter demselben Netzanschlusspunkt betrieben werden. Diese Zusammenfassung sollte für die Anlagen gelten, die hinter einem Netzanschluss für die Zwecke der gemeinsamen Energienut-zung messtechnisch zusammengefasst werden sollen, d.h. auf die Anlagen, die für die gemeinsame Energienutzung berücksichtigt werden sollen.\r\n5 Wechselfristen und -daten und Einhaltung eichrechtlicher Vorgaben\r\nWie bei der gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung nach § 42b EnWG, fehlen auch in § 42c EnWG Abs. 3 Nr. 2 weitere Regelungstatbestände zum Aufteilungsschlüssel der Energiemengen. Da der Auf-teilungsschlüssel für Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und Reststromlieferant äußerst relevant ist, muss er auch diesen Beteiligten mitgeteilt werden und Grundinformationen wie zeitliche Aspekte der Abnahme, enthalten. Individuell vereinbarte Aufteilungsschlüssel zwischen Betreiber und Letztver-braucher können zu übermäßig vielen Einzelfallbearbeitungen (Klärfällen) führen. Daneben sind diese mit hohem manuellem Aufwand für die teilnehmenden Letztverbraucher und oft mit bilatera-len Abstimmungen verbunden. Als weiterer Regelungstatbestand wäre die Aufnahme von Haftungs-regeln bei möglichen Pflichtverstößen anzustoßen, die z.B. bei Nichtmitteilung des Aufteilungsschlüs-sels greifen würden. Wie oben schon vorgeschlagen, bietet es sich an, dieses Regelungsfeld der BNetzA zu überlassen. Das Gesetz ist nicht der richtige Ort.\r\nDer BDEW weist außerdem darauf hin, dass der Letztverbraucher nach Eichrecht eine nachvollzieh-bare Rechnung erhalten muss und diese mit Hilfe der Zählerstände und einfachen Rechenoperatio-nen ermöglicht werden muss. Dies ist für die Netznutzungsabrechnung gewährleistet, wenn darüber die gesamte Energiemenge abgerechnet wird (siehe § 33 MessEG) mit Anforderungen an das Ver-wenden von Messwerten).\r\nBDEW-Vorschlag:\r\nDie Vorgaben nach § 42c EnWG-E sollten in ihrem Umfang auf das beschränkt werden, was gemäß den Vorgaben der Strombinnenmarktrichtlinie zwingend erforderlich ist. Dazu schlägt der BDEW folgende Mindeständerungen vor:\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Gemeinsame Energienutzung – „Energy Sharing“\r\nSeite 6 von 6\r\n•\r\nStreichung von Absatz 4 Nr. 2\r\n•\r\nUmsetzung Absatz 4 Nr. 1 erst nach Einführung entsprechender Regeln zur Markt-kommunikation\r\n•\r\nKlarstellung bzw. Korrektur der Verweise in Absatz 5\r\n•\r\nKlarstellung der Bedingungen für die Zusammenrechnung von Anlagen\r\nAußerdem sollten § 42c Abs. 6 um einen Satz ergänzt\r\n(4) Betreiber von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zur gemein-samen Nutzung nach Absatz 1 teilen der zuständigen Stelle den in Absatz 3 Nummer 2 be-zeichneten Aufteilungsschlüssel mit. Die BNetzA kann Näheres in einer Festlegung regeln.\r\nFlankierende Änderungen im EEG fehlen Die im ursprünglichen Regierungsentwurf vorgesehene Modifizierung der anteiligen Direktvermark-tung für eine flexible Aufteilung der Strommengen für den Verbrauch in der Kundenanlage und die teilnehmenden Energienutzer in jeder Viertelstunde in § 21b Abs. 2 EEG-E fehlt im aktuellen Entwurf. Die klarstellende Anpassung im EEG zur Berücksichtigung für das Energy Sharing war vor dem Hinter-grund des Interessensausgleichs der Letztverbraucher und des Prognoserisikos der ÜNB zu begrüßen und sollte wieder aufgenommen werden. Perspektivisch werden durch das BNetzA-Festlegungsver-fahren zur zukünftigen Aggregation und Abrechnung bilanzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub) auch andere Modelle grundsätzlich umsetzbar sein (vgl. BNetzA-Eckpunktepapier BK6-24-210).\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier: Planung- und Zulassungsrecht und elektromagnetische Beeinflus-sung\r\n18. Juli 2025\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ............................................................................................ 2\r\n2 Hinweise im Einzelnen .......................................................................... 2\r\n2.1 § 11c und § 14d EnWG .......................................................................................... 2\r\n2.2 § 17d Abs. 1a (Nr. 27) – Verlängerung der bestehenden Regelung............................... 2\r\n2.3 § 43 EnWG - Erfordernis der Planfeststellung ............................................................. 3\r\n2.4 § 43b EnWG – Änderung der Regelungen zum Planfeststellungbeschluss .................... 4\r\n2.5 § 43f EnWG – Änderungen im Anzeigeverfahren ........................................................ 5\r\n2.6 § 44a EnWG – Veränderungssperre, Vorkaufsrecht ................................................... 7\r\n2.6.1 Zu § 44a Abs. 1 Satz 2 EnWG ..................................................................................... 7\r\n2.6.2 Zu § 44a Abs. 1 Satz 4 EnWG – Ausnahme von der Veränderungssperre ...................... 8\r\n2.7 § 49a EnWG - Elektromagnetische Beeinflussung, Festlegung der Erstattungsdauer ..... 9\r\n2.8 § 49c EnWG – Beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen ..... 10\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 2 von 10\r\n1 Einleitung\r\nDer BDEW begrüßt viele der im Rahmen der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vor-gesehenen Anpassungen, da sie weitere Schritte zur Beschleunigung der Umsetzung von Energieinfra-strukturprojekten, zur Vereinfachung von Genehmigungsverfahren sowie zur Verbesserung der Rechts-sicherheit darstellen. Hervorzuheben sind:\r\n•\r\ndie Regelungen zum Abwägungsvorrang für Energiespeicher- und Verteilnetze (§§ 11c, 14d EnWG),\r\n•\r\ndie Erweiterung des Ausführungszeitraums für Offshore-Anbindungsleitungen (§ 17d Abs. 1a EnWG),\r\n•\r\ndie fakultativen Planfeststellungsverfahren (§ 43 Abs. 2 EnWG) sowie\r\n•\r\ndie Aktualitätsvermutung für Umweltgutachten (§ 43b EnWG).\r\nGleichzeitig sieht der BDEW in verschiedenen Punkten weiteren Anpassungsbedarf, um die intendier-ten Beschleunigungseffekte in der Praxis vollumfänglich zu realisieren. Dazu zählen insbesondere Vor-schläge\r\n•\r\nzur Ausweitung der Regelungsbereiche auf Gas- und Wasserstoffinfrastruktur, zur Konkretisie-rung rechtlicher Begriffe und Anwendungsbereiche (z. B. freiwilliger Planfeststellung nach § 43 Abs. 2 und bei Aktualitätsvermutung nach § 43b EnWG),\r\n•\r\nzur Vermeidung auslegungsbedingter Verzögerungen (z. B. bei der Leitungslängenbewertung in § 43 EnWG),\r\n•\r\nsowie zur Flexibilisierung von Erstattungsregelungen für technische Schutzmaßnahmen (§ 49a EnWG).\r\nDarüber hinaus bedarf es einer Nachschärfung bestehender Vorschriften, wie bei der Umsetzung be-schleunigter Schutzmaßnahmen nach § 49c EnWG, um die Netzmodernisierung effektiv voranzutrei-ben.\r\nDie nachfolgenden Ausführungen konkretisieren diese Punkte im Einzelnen und enthalten zugleich konstruktive Formulierungsvorschläge zur Weiterentwicklung des Gesetzentwurfs im Sinne einer pra-xisgerechten, effizienten und zukunftsfähigen Energieinfrastrukturplanung.\r\n2 Hinweise im Einzelnen\r\n2.1 § 11c und § 14d EnWG\r\nEs ist zu begrüßen, dass in § 11c und § 14d eine Regelung zum Abwägungsvorrang für Energiespeicher-anlagen bzw. für Energieverteilernetze aufgenommen wird.\r\n2.2 § 17d Abs. 1a (Nr. 27) – Verlängerung der bestehenden Regelung\r\nNach § 17d Abs. 1a EnWG-E soll die Errichtung von Offshore-Anbindungsleitungen im Küstenmeer in den Jahren 2024 bis 2030 grundsätzlich im Zeitraum vom 1. April bis 31. Oktober erfolgen, soweit dies\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 3 von 10\r\nmit dem Küstenschutz vereinbar ist. Diese Regelung schafft einen erweiterten Ausführungszeitraum, der die Möglichkeit eröffnet, Bauabläufe im Küstenmeer effizienter zu gestalten. Insbesondere erlaubt sie eine Bündelung von Bauaktivitäten innerhalb eines Kalenderjahres, wodurch wiederholte Eingriffe an denselben Standorten über mehrere Jahre hinweg vermieden werden können.\r\nDie Konzentration von Maßnahmen in einem Ausführungszeitraum trägt somit nicht nur zur Schonung sensibler Küstenbereiche bei, sondern leistet auch einen wichtigen Beitrag zur Beschleunigung der Re-alisierung von Offshore-Anbindungsleitungen.\r\nVor diesem Hintergrund spricht sich der BDEW dafür aus, die Geltungsdauer der Regelung über das Jahr 2030 hinaus mindestens bis 2035 zu verlängern, um eine kontinuierlich optimierte und beschleu-nigte Umsetzung von Offshore-Anbindungsprojekten im Küstenmeer langfristig zu sichern.\r\n2.3 § 43 EnWG - Erfordernis der Planfeststellung\r\nDie Änderung des § 43, in deren Rahmen die Möglichkeit einer freiwilligen Planfeststellung für Hoch-spannungsfreileitungen, mit einer Nennspannung von 110 Kilovolt oder mehr und mit einer Gesamt-länge von bis zu 200 Metern, jetzt auch ohne das Erfordernis einer Mitnahme auf einem Mehrfachge-stänge, in einer eigenen Nummer des Absatzes 2 geregelt werden, begrüßt der BDEW. Diese Änderung erhöht die Lesbarkeit der Regelung. Zudem erhalten die Vorhabenträger ein Wahlrecht, ob sie ein Planfeststellungsverfahren mit enteignungsrechtlicher Wirkung oder Einzelgenehmigungen beantra-gen. Das erhöht die Flexibilität in den Verfahren.\r\nPlanfeststellungpflicht erst ab 5 Kilometer Leitungslänge: Gerade für zahlreiche Netzanschlussleitun-gen sind zudem kurze Erweiterungsleitungen mit einer Länge von unter 5 km erforderlich. Diese drin-gend benötigten kurzen Leitungsabschnitte könnten erheblich beschleunigt werden, wenn die Plan-feststellungsbedürftigkeit nach § 43 Abs. 1 Nr. 1b) erst ab einer Leitungslänge von 5 km verbindlich vorgegeben würde. Der neue § 43 Abs. 2 Nr. 11 müsste dann ebenfalls entsprechend angepasst wer-den.\r\nMaßgeblichkeit der Leitungslänge des Änderungsvorhabens klarstellen: Umstritten ist in der Behör-denpraxis allerdings, wie die Gesamtlänge bei einem Änderungsvorhaben zu bestimmen ist. Zum Teil wird vertreten, dass auf das zu ändernde Bestandsvorhaben abzustellen sei, zum Teil wird hingegen auf die Länge des Änderungsvorhabens abgestellt. Zielführend im Sinne einer Beschleunigung ist allein ein Abstellen auf die Länge des Änderungsvorhabens. Aufgrund der uneinheitlichen Auslegung und An-wendung schlagen wir zur Klarstellung des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 Buchstabe b EnWG eine ent-sprechende Anpassung des Wortlauts in Buchstabe b oder eine Ergänzung in der Gesetzesbegründung vor.\r\nFreiwillige Planfeststellung für Gas- und Wasserstoffleitungen unter DN 300: Ferner regt der BDEW an, nach der neuen Nummer 11 eine neue Nummer 12 einzufügen, mit der Gasleitungen, welche we-gen ihres Durchmessers ≤ 300 mm nicht der Planfeststellung nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nr. 5 EnWG un-terliegen, einer fakultativen Planfeststellung unterzogen werden können. Damit würde für\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 4 von 10\r\nFernleitungen eine Regelungslücke geschlossen, die bislang in der Praxis regelmäßig Projektverzöge-rungen bedingt.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\n§ 43 Abs. 2 EnWG sollte um nachfolgende Nr. 12 ergänzt werden:\r\n„Gasleitungen mit einem Durchmesser von 300 Millimeter oder weniger“\r\n2.4 § 43b EnWG – Änderung der Regelungen zum Planfeststellungbeschluss\r\nDer BDEW begrüßt, dass mit§ 43b Absatz 4 EnWG-E eine Regelung in das Gesetz eingefügt wird, nach der Umweltgutachten etc. regelmäßig als aktuell gelten sollen, sofern sie nicht älter als 5 oder 6 Jahre sind. Hierdurch wird sich in der Praxis absehbar eine erhebliche Erleichterung ergeben.\r\nAktualitätsvermutung für Gutachten auch für Gas- und Wasserstoffleitungen: Gut ist, dass von der Regelung jetzt auch Elektrizitätsversorgungsanlagen nach Absatz 2 umfasst sind. Allerdings stellt sich die Frage, warum diese Regelung nur auf Anlagen der Elektrizitätsinfrastruktur anwendbar sein soll und nicht auch auf Anlagen der Erdgas- und Wasserstoffinfrastruktur. Das Bedürfnis nach Entlastung der Wirtschaft und Beschleunigung ist vergleichbar und die Anwendung von § 43b EnWG gerade auf die dringend erforderliche Wasserstoffinfrastruktur wird deren Aufbau unterstützen und somit zur Energie- und Klimawende beitragen.\r\nDaher sollte die Regelung auch auf § 43 Abs. 1 Nummer 5 und 6 verweisen. Zudem sollte in der Be-gründung eine klarstellende Erläuterung aufgenommen werden, dass durch die Inbezugnahme von Nr. 5 auch Wasserstoffleitungen im Sinne von § 43l Abs. 1 S. 1 EnWG einbezogen sind.\r\nZeitraum der Vermutung auf sechs Jahre festlegen: Daneben plädiert der BDEW dafür, den Zeitraum der Vermutungsregel auf die in eckigen Klammern gesetzten sechs Jahre auszuweiten. Andernfalls be-schränkt sich die „Erleichterung“ im Wesentlichen auf eine Verrechtlichung des Status Quo. Bedauer-lich ist zudem, dass relevante Änderungen im Rechtsrahmen, etwa Änderungen von Raumordnungs-plänen und darin befindlichen Zielen der Raumordnung nach Antragseinreichung und vor Planfeststel-lung nicht erfasst werden.\r\nAbschluss des Anhörungsverfahrens als maßgeblicher Zeitpunkt: Zudem sollte anstatt auf den Zeit-punkt der Zulassungsentscheidung auf den Zeitpunkt des Abschlusses des Anhörungsverfahrens abge-stellt werden. Damit würde erstmals in zulässiger Weise ein normativer Anknüpfungspunkt in Bezug auf die regelhafte Aktualität der in Bezug genommenen Daten geschaffen. Dies erhöht die praktische Vollziehbarkeit der Norm und beschleunigt damit die Verfahren, da Überprüfungen und Datenaktuali-sierungen kurz vor Abschluss des Verfahrens vermieden werden können. Als Abschluss des Anhörungs-verfahrens ist in der Regel der Erörterungstermin oder bei Entbehrlichkeit des Erörterungstermins der Ablauf der Stellungnahme- und Einwendungsfristen anzusetzen.\r\nGesetzliche Anerkennung der Plausibilisierung bestehender Untersuchungen: Schließlich sollte im Ge-setzestext in § 43b Abs. 4, letzter Satz EnWG-E ergänzt werden, wie sich die zuständige Behörde von\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 5 von 10\r\nder fortbestehenden Aussagekraft überzeugen soll. Die bisherige Praxis lässt eine Plausibilisierung aus-reichen. Dies sollte zur Vermeidung von strengeren behördlichen Forderungen bis hin zu Neukartierun-gen ausdrücklich im Gesetzestext aufgenommen werden.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\n§ 43b Absatz 1 wird wie folgt geändert:\r\na) Nach Nummer 2 wird folgende Nummer 3 eingefügt:\r\n„3. bei Vorhaben im Sinne des § 43 Absatz 1 Nummer 1 bis 4 Nummer 1 bis 6, Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 bis 6, 10 und Satz 2 sowie Infrastrukturvorhaben nach § 1 Absatz 1 des Bundesbedarf-splangesetzes und des § 1 Absatz 2 des Energieleitungsausbaugesetzes wird bei Sachverständi-gengutachten, Bestandserfassungen und Auswirkungsprognosen, die zur Prüfung der Vereinbar-keit der Errichtung oder des Betriebs eines Vorhabens mit den umweltrechtlichen Vorgaben er-stellt wurden, sowie bei Daten über ökologische Verhältnisse am Standort oder in seiner Umge-bung des Vorhabenträgers vermutet, dass sie zum Zeitpunkt der Zulassungsentscheidung hinrei-chend aktuell sind, es sei denn\r\na) die Daten sind zum Zeitpunkt der Zulassungsentscheidung des Abschlusses des Anhörungs-verfahrens älter als sechs Jahre, oder\r\nb) der zuständigen Behörde liegen aufgrund von Stellungnahmen oder Einwendungen im Anhö-rungsverfahren oder eigener Erkenntnisse substantiierte Hinweise vor, dass sich der maßgebliche Sachverhalt verändert hat und davon auszugehen ist, dass sich dies auf die Entscheidung auswir-ken kann.\r\nDie den Unterlagen nach Satz 1 zugrundeliegenden Daten, die zum Zeitpunkt der Zulassungsent-scheidung des Abschlusses des Anhörungsverfahrens älter als sechs Jahre sind, soll die zustän-dige Behörde ihrer Entscheidung zugrunde legen, soweit sie sich von deren fortbestehender Aus-sagekraft überzeugt hat, insbesondere wenn für diese Art der Daten keine Veränderung zu er-warten ist.“\r\nIn der Begründung des Gesetzes sollte zudem klargestellt werden, dass der Vorhabenträger, soweit keine aktuellen Daten vorliegen, auch – wie bisher – eine Worst-Case-Betrachtung unter Berücksichti-gung des im jeweils relevanten Lebensraum anzunehmenden Artenvorkommens durchführen kann. Dies führt bei kleineren Vorhaben oder bei Vorhaben in weitestgehend aus Artenschutzsicht unproble-matischen Lebensräumen zu einer Beschleunigung der Gutachtenerstellung. Die grundsätzliche Mög-lichkeit einer Worst-Case-Betrachtung sollte daher nicht durch die Klarstellung der Frist für vorhande-nen Daten/Untersuchungen erschwert werden.\r\n2.5 § 43f EnWG – Änderungen im Anzeigeverfahren\r\nUm den Ausbau der erneuerbaren Energie zu forcieren und die erzeugte Energie auch tatsächlich in den Netzen aufnehmen zu können, müssen Genehmigungsverfahren für den Netzausbau deutlich\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 6 von 10\r\nvereinfacht und kurze behördliche Entscheidungsfristen eingeführt werden. Dies gilt auch für das Be-standsnetz. Die Realisierung solcher Netzausbauvorhaben stellt sich in rechtlicher und tatsächlicher Hinsicht als sehr komplex dar. Es sind daher alle Maßnahmen zu ergreifen, um Netzausbauvorhaben zu erleichtern. Dies gilt im Übrigen auch, um dem stark zunehmenden Anschlussbedarf auf der Lastseite (Industrie, Großspeicher, Großwärmepumpen, Schnellladeparks, etc.) entsprechen zu könne,\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\n§ 43f EnWG sollte wie folgt geändert werden\r\n§ 43f EnWG Änderungen im Anzeigeverfahren\r\n(1) (…)\r\n(2) Abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung für die Änderung oder Erweiterung nicht durchzuführen bei\r\n1. Änderungen oder Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Trans-ports von Wasserstoff nach § 43l Absatz 4,\r\n2. Umbeseilungen,\r\n3. Zubeseilungen oder\r\n4. standortnahen Maständerungen einschließlich Mastersatzbauten, auch wenn diese zu einer Leistungserhöhung führen.\r\nSatz 1 Nummer 2 und 3 ist nur anzuwenden, wenn die nach Landesrecht zuständige Behörde feststellt, 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 (GMBl S. 503) in der jeweils geltenden Fassung eingehalten sind. Einer Feststellung, dass die Vorgaben der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm vom 26. August 1998 (GMBl S. 503) in der jeweils geltenden Fassung eingehalten sind, bedarf es nicht bei Änderungen, welche nicht zu Än-derungen der Beurteilungspegel im Sinne der Technischen Anleitung zum Schutz gegen Lärm 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 Vogelar-ten nicht zu erwarten ist. Die Auswirkungen der zu ändernden oder zu ersetzenden Bestands-anlagen müssen bei der Betrachtung nach Satz 4 als Vorbelastung berücksichtigt werden. So-weit die Auswirkungen der Neu- oder Ersatzanlagen unter Berücksichtigung der gebotenen, fachlich anerkannten Schutzmaßnahmen geringer als oder gleich der der Bestandsanlagen sind, ist davon auszugehen, dass eine erhebliche Beeinträchtigung im Sinne von Satz 4 nicht zu erwarten ist. Satz 1 Nummer 2 bis 4 ist bei Höchstspannungsfreileitungen mit einer Nennspan-nung von 220 Kilovolt oder mehr ferner nur anzuwenden, wenn die 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\nwww.bdew.de\r\nSeite 7 von 10\r\n2.6 § 44a EnWG – Veränderungssperre, Vorkaufsrecht\r\n§ 44a EnWG schafft eine Regelung zur Veränderungssperre im Rahmen von Planungsverfahren.\r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich die Einführung des § 44a EnWG sowie das damit verbundene Ziel, Planungsverfahren zu beschleunigen und die zügige Umsetzung von Vorhaben zu sichern. Positiv ist insbesondere, dass Veränderungssperren nun bereits vor dem in § 44a Abs. 1 Satz 1 EnWG genannten Zeitpunkt erlassen werden können. Auch die beabsichtigte Stärkung der Wirksamkeit der Verände-rungssperre wird ausdrücklich unterstützt.\r\nAllerdings sollte die Neuregelung – auch im Hinblick auf die bevorstehende Umsetzung der RED-III-Richtlinie – um eine Ausweitung auf Infrastrukturgebiete ergänzt werden, die nach diesen Vorgaben festgelegt werden. Dies würde ermöglichen, Veränderungssperren auch innerhalb solcher Gebiete zu verhängen. Besonders relevant ist dies vor dem Hintergrund der aktuellen Diskussion, ob Infrastruktur-gebiete künftig Raumverträglichkeitsprüfungen (RVP) ersetzen könnten. In einem solchen Fall würde der Anwendungsbereich des § 44a erheblich eingeschränkt, da eine Veränderungssperre dann nur für Gebiete gelten würde, die Gegenstand einer RVP waren. Fänden Raumverträglichkeitsprüfungen infol-gedessen nur noch selten statt, liefe das mit der Regelung verfolgte Beschleunigungsziel ins Leere.\r\nZudem bleiben einige Aspekte des Vorschlags unklar oder aus Sicht der Praxis problematisch. Dies gilt insbesondere für die Anwendung der Veränderungssperre auf Grundstücke für Anlagenstandorte. Der Ausbau der Netzinfrastruktur steht unter erheblichem Flächen- und Konkurrenzdruck, was eine kosten-effiziente Umsetzung erschwert. Daher möchten wir im Folgenden konkrete Punkte ansprechen und Verbesserungsvorschläge unterbreiten:\r\n2.6.1 Zu § 44a Abs. 1 Satz 2 EnWG\r\nDie neue Regelung erlaubt den Erlass einer Veränderungssperre nach Abschluss einer RVP nach § 15 ROG oder nachträglich für Flächen, die Gegenstand einer solchen Prüfung waren. Hier bestehen jedoch mehrere Unklarheiten:\r\n•\r\nUnschärfe des Begriffs „Flächen“: Der Wortlaut des § 44a Abs. 1 Satz 2 EnWG n.F. spricht von „Flächen“, während § 15 Abs. 1 Satz 2 ROG primär die raumbedeutsamen Auswirkungen einer Maßnahme zum Gegenstand hat. In der Praxis der Bundesländer variiert zudem der Zuschnitt der geprüften Bereiche – von trassenscharfer Prüfung bis hin zu Korridoren unterschiedlicher Breite. Die Definition des Begriffs „Fläche“ bedarf daher einer klarstellenden Präzisierung.\r\n•\r\nNachweis der Trassierungserschwernis: Der Verweis auf eine „Erschwernis der Trassierung“ hat in der Vergangenheit zu erheblichen Abstimmungsschwierigkeiten zwischen Vorhabenträgern und Behörden geführt. Hier wäre eine gesetzliche Vermutung der Erschwernis für Maßnahmen in Ge-bieten denkbar, die Varianten der Trassenführung betreffen.\r\n•\r\nBegrenzung auf „Leitungen“: Derzeit erfasst der Wortlaut nur „Leitungen“. Aus Sicht des BDEW ist es erforderlich, sämtliche Energieanlagen im Sinne des § 43 Abs. 1 und Abs. 2 Nr. 1 EnWG\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 8 von 10\r\neinzubeziehen. Dies gilt insbesondere für Nebenanlagen, die häufig nicht Gegenstand einer RVP\r\noder eines Planfeststellungsverfahrens sind, aber frühzeitig als Zwangspunkte identifiziert werden müssen. Eine entsprechende Ausweitung der Regelung wäre dringend geboten.\r\n2.6.2 Zu § 44a Abs. 1 Satz 4 EnWG – Ausnahme von der Veränderungssperre\r\nDie vorgesehene Ausnahme von der Veränderungssperre für rechtlich zulässig begonnene Maßnah-men, Unterhaltungsarbeiten sowie die Fortführung bisheriger Nutzungen ist grundsätzlich nachvoll-ziehbar. Die aktuelle Formulierung ist jedoch zu weit gefasst: Es besteht die Gefahr, dass bereits ein symbolischer Spatenstich eines konkurrierenden Vorhabens die spätere Anwendung einer Verände-rungssperre verhindert – selbst wenn das konkurrierende Vorhaben problemlos beendet werden könnte.\r\nDaher schlägt der BDEW eine differenziertere Regelung vor: Eine Ausnahme sollte nur gelten, wenn der Abbruch eines Vorhabens Dritter mit nachgewiesenen, nicht zumutbaren Verlusten verbunden wäre. Darüber hinaus sollte die sogenannte „Unberührtheitsklausel“ auf tatsächlich begonnene physi-sche Veränderungen beschränkt werden, um etwa die Fortführung von Bauleitplanverfahren während einer Veränderungssperre zu verhindern.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag, § 44a Abs. 1:\r\n§ 44a Absatz 1 sollte wie folgt gefasst werden:\r\n„Vom Beginn der Auslegung der Pläne im Planfeststellungsverfahren oder von dem Zeitpunkt an, zu dem den Betroffenen Gelegenheit gegeben wird, den Plan einzusehen, dürfen auf den vom Plan betroffenen Flächen bis zu ihrer Inanspruchnahme wesentlich wertsteigernde oder die ge-plante Baumaßnahmen erheblich erschwerende Veränderungen nicht vorgenommen werden (Veränderungssperre). Die Planfeststellungsbehörde soll bereits mit dem Abschluss einer Raum-verträglichkeitsprüfung nach § 15 des Raumordnungsgesetzes oder nachträglich für Flächen, die Gegenstand der Raumverträglichkeitsprüfung waren, Veränderungssperren erlassen, wenn an-derenfalls die Möglichkeit besteht, dass die Trassierung der darin zu verwirklichenden Leitung oder Anlagen im Sinne des § 43 Absatz 1 und 2 Nr. 1 erheblich erschwert wird. Eine Verände-rungssperre soll auch für Flächen erlassen werden, soweit sie als Standort zur Realisierung oder Erweiterung von Anlagen im Sinne des § 43 Abs. 2 Nr. 1 geeignet sind. Die Veränderungs-sperre nach Satz 2 ergeht als Allgemeinverfügung; von der Anhörung nach § 28 des Verwaltungs-verfahrensgesetzes und entsprechender landesrechtlicher Bestimmungen soll abgesehen wer-den. Tatsächliche Veränderungen, die in rechtlich zulässiger Weise vor Inkrafttreten der Verän-derungssperre begonnen worden sind, Unterhaltungsarbeiten und die Fortführung einer bisher ausgeübten Nutzung werden davon nicht berührt. Unzulässige Veränderungen bleiben bei An-ordnungen nach § 74 Absatz 2 Satz 2 des Verwaltungsverfahrensgesetzes und entsprechender landesrechtlicher Bestimmungen und im Entschädigungsverfahren unberücksichtigt.“\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 9 von 10\r\nErgänzung in § 44a Abs. 3:\r\n„In den Fällen des Absatzes 1 Satz 1 und 2 bis 3 steht dem Träger des Vorhabens an den betroffe-nen Flächen ein Vorkaufsrecht zu.“\r\nErgänzung in der Gesetzesbegründung zu § 44a:\r\n„Zur Sicherung der zügigen Realisierung eines Vorhabens kann es erforderlich sein, Verände-rungssperren bereits vor dem in Absatz 1 Satz 1 bestimmten Zeitpunkt zu erlassen. Sofern eine Raumverträglichkeitsprüfung nach § 15 ROG durchgeführt wurde, ist ersichtlich, welche Flächen von dem Vorhaben voraussichtlich betroffen sein können. Zu deren Sicherung wird es der Plan-feststellungsbehörde durch Absatz 1 Satz 2 und 3 (neu) daher ermöglicht, durch Allgemeinverfü-gung Veränderungssperren zu erlassen. Da es sich bei der Veränderungssperre um ein zentrales Instrument zur Sicherung der Vorhaben handelt, wird die Bestimmung als Soll-Vorschrift ausge-staltet. Zur Verfahrensbeschleunigung und um die Effektivität der Veränderungssperre sicherzu-stellen, soll zudem von einer Anhörung abgesehen werden. Darüber hinaus ist ggf. die isolierte Beantragung und Erlass einer Veränderungssperre für solche Flurstücke erforderlich, auf de-nen Nebenanlagen im Sinne des. § 43 Abs. 2 Nr. 1 errichtet oder solche erweitert werden sollen. Da diese unter Umständen nicht Gegenstand einer Raumverträglichkeitsprüfung oder einer Planfeststellung gem. § 43 EnWG sind und zudem weit vor Durchführung eines Zulassungsver-fahrens als Zwangspunkte identifiziert werden, ist eine über Satz 2 hinausgehende Regelung erforderlich.\r\nDas Vorkaufsrecht nach Absatz 3 gilt auch für die Veränderungssperren nach Absatz 1 Satz 2 und 3 (neu).“\r\n2.7 § 49a EnWG - Elektromagnetische Beeinflussung, Festlegung der Erstattungsdauer\r\nDer BDEW begrüßt die gesetzgeberische Absicht, mit der vorliegenden Regelung eine allseits akzep-table Neuregelung zu schaffen, welche die rasche Umsetzung der erforderlichen Maßnahmen ermög-licht. Dies gilt insbesondere im Hinblick auf die Festlegung der maßgeblichen Erstattungsdauer. Dieser Aspekt sollten noch angepasst werden, um Unbilligkeiten und Umsetzungsprobleme in der Praxis zu vermeiden.\r\nSo sollte zum einen anstelle auf den Ablauf des konkreten Jahres 2065 abzustellen jeweils auf einen Zeitraum von 40 Jahren abgestellt werden, da die tatsächlichen Nutzungsdauern angesichts der beab-sichtigten klimaneutralen Nach- bzw. Weiternutzung für den Transport von Wasserstoff einerseits über die 40 Jahre hinaus gehen werden und andererseits eine ungerechtfertigte Benachteiligung im Hinblick auf die Kostenerstattung für erforderliche Maßnahmen erfolgen würde, die erst durch Sachverhalte in den kommenden Jahren durch die ÜNB ausgelöst werden. Durch die Fixierung auf das Jahr 2065 würde\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 10 von 10\r\nzum Beispiel für eine Maßnahme, die in 2032 erforderlich wird, nur noch eine Erstattung für längstens 33 Jahre erfolgen können, was unbillig ist.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag:\r\n§ 49a Absatz 4 wird wie folgt geändert:\r\n„(4) Wenn eine neue oder weitergehende Schutz- und Sicherungsmaßnahme an der elektromag-netisch beeinflussten technischen Infrastruktur erforderlich ist oder die Schutz- und Sicherungs-maßnahmen an den beeinflussten technischen Infrastrukturen Schutz- und Sicherungsmaßnah-men am Übertragungsnetz wegen der kürzeren Dauer der Umsetzung oder aus wirtschaftlichen Gründen vorzuziehen sind, hat der Übertragungsnetzbetreiber dem Betreiber technischer Infra-strukturen nach Maßgabe dieses Absatzes sowie der Absätze 5 und 6 die nachgewiesenen not-wendigen Mehrkosten für die Schutz- und Sicherungsmaßnahmen, einschließlich der Kosten für Unterhaltung und Betrieb, insbesondere für Wartung und Instandhaltung,, für eine Dauer, die der zu erwartenden tatsächlichen Nutzungsdauer der technischen Schutzmaßnahme entspricht, längstens aber bis zum Ablauf des Jahres 2065 für einen Zeitraum von 40 Jahren zu erstatten. […]“\r\n2.8 § 49c EnWG – Beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahmen\r\nDie durch § 49c beabsichtigte beschleunigte Umsetzung von Schutz- und Sicherungsmaßnahem hat sich angesichts der Anpassungen des § 49c im damaligen Gesetzgebungsprozess nicht in die Praxis übertragen können. Weder ist ersichtlich das die zuständigen Behörden Genehmigungen entsprechend § 49c Absatz 4 beschleunigt bearbeiten, noch genügt lediglich die Duldung nur von Vorarbeiten nach § 49c Absatz 5. Hier wäre eine Nachschärfung zur schnelleren Umsetzung der technischen Schutzmaß-nahmen für die Höherauslastung der Stromnetze wünschenswert.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier– Änderungen des Messstellenbetriebsgesetzes\r\n18. Juli 2025\r\nInhalt\r\n1 Zusammenfassung ........................................................................................................ 3\r\n2 Übergangsregelungen und Steuerung über konventionelle Steuerungseinrichtungen in § 19 Absatz 2 MsbG-E und § 14a EnWG ............................................................................ 4\r\n2.1 Anpassung der Frist für das Ende des agilen Rollouts....................................................... 6\r\n2.2 Kosten konventioneller Steuerung durch den Netzbetreiber ............................................ 8\r\n2.3 Übergangsregelungen zur Steuerung über konventionelle Steuerungseinrichtungen in § 14a EnWG ............................................................................................................... 9\r\n3 Informationspflichten, § 37......................................................................................... 10\r\n4 Haltefrist und Bündelangebote, §§ 5 und 6.................................................................. 10\r\n5 Einbeziehung von Gas und Wasserstoff, §§ 20, 40 und 34 Absatz 2 Nr. 1 ...................... 12\r\n6 Visualisierung der Messwerte gegenüber dem Anschlussnutzer, §§ 61 und 62 MsbG-E . 12\r\n7 Messwertnutzung und Weiterverarbeitung nach §§ 66 und 67 MsbG .................... 14\r\n8 Entschädigung bei Verletzung der Messwertqualität, § 78 ........................................... 15\r\n9 Weiterer Anpassungsbedarf am MsbG ........................................................................ 16\r\n9.1 Ausstattungsverpflichtung und Anerkennung für Rolloutquoten, § 45 ....... 16\r\n9.2 Preisobergrenze für moderne Messeinrichtungen sollte von 25 auf 30 Euro jährlich angehoben werden .................................................................... 17\r\n9.3 Unklarheiten bei Preisobergrenzen ausräumen ........................................ 18\r\n9.4 Steuerung am Netzanschluss nach § 30 Absatz 2 nur, wenn erforderlich ... 19\r\n9.5 Datenkommunikation............................................................................. 20\r\n9.6 Festlegungsbefugnisse nach § 47 Abs. 3 MsbG-E ...................................... 22\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 2 von 26\r\n9.7 Ausnahmeregelungen zur Ausstattungspflichten bei gVNB mit besonders sicherheitskritischen Anlagen ................................................................ 23\r\n9.7.1 Besonderheiten bei der Mess- und Steuerungstechnik ............................. 23\r\n9.7.2 Sicherheitstechnische Bedenken und geringerer Funktionsumfang ........... 24\r\n9.8 Weitere Hinweise................................................................................... 26\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 3 von 26\r\n1 Zusammenfassung\r\nIm Verhältnis zu den Regelungen im Regierungsentwurf der Energierechtsnovelle vom November 2024 enthält der nun vorliegende Referentenentwurf eine nur überschaubare Zahl an Änderungen. Trotz-dem trägt die sehr kurze Stellungnahmefrist dazu bei, dass nicht alle änderungsbedürftigen Punkte nachfolgend mit konstruktiven Änderungsvorschlägen versehen werden können und daher zum Teil nur als erster Hinweis auf Änderungs- bzw. Klärungsbedarf zu verstehen sind. Auch fehlen wesentliche von der Branche lange angemahnte Änderungen (§ 31 und § 45). Wir möchten erneut und wiederholt darauf hinweisen, die Prüfung der praktischen Anwendung neuer gesetzlicher Normen von besonderer Bedeutung für den Erfolg der Regelung ist. Wenn eine Norm nicht verständlich ist, in der Praxis nicht umgesetzt werden kann oder sogar zu Folgen führt, die gesetzgeberisch nicht intendiert sind, ist die Gesetzgebung gescheitert. Nicht ohne Grund wird im Koalitionsvertrag geregelt, dass bereits in der Frühphase von Gesetzgebungsverfahren Praxischecks durchzuführen sind und Betroffene mit ange-messenen Fristen (in der Regel vier Wochen) zu beteiligen sind (Rz. 1869-1871 der Koalitionsvereinba-rung).\r\nVon besonderer Bedeutung ist dabei, dass für die Sicherheit der Netze die Sichtbarkeit von Anlagen eine höhere Priorität hat als Steuerbarkeit von Anlagen über intelligente Messsysteme. Aus diesem Grund muss die grundsätzlich richtige, aber für den Start zu starre Verknüpfung des Einbaus intelligen-ter Messsysteme und des Einbaus von Steuereinrichtungen in den Rollout-Quoten vorübergehend fle-xibler gestaltet werden. Derzeit zeigt sich, dass bereits der Rollout intelligenter Messsysteme insbeson-dere bei Einspeisern eine große Herausforderung ist. Messstellenbetreiber in geschlossenen Verteiler-netzen, die selbst kritische Infrastrukturen betreiben, und unabhängig davon besondere Sicherheits-vorkehrungen einzuhalten haben (Flughäfen, Industrieparks) sollten darüber hinaus von den Rollout-pflichten ausgenommen werden, wenn der Einbau weder sicherheitstechnisch noch von der Funktio-nalität Vorteile bringt, sondern eher Nachteile entstehen.\r\nDie wichtigsten Forderungen in diesem Zusammenhang sind dabei:\r\n➢\r\nDie Verlängerung der Frist für den agilen Rollout auf den 31. Dezember 2027 in § 31 MsbG und Klarstellung der Folgen für die Quotenregelung\r\n➢\r\nflächendeckende Steuerung über Smart-Meter-Gateways ab 2028\r\n➢\r\nDie Anpassung von § 14a EnWG hinsichtlich der späteren Steuerung über das Smart-Meter-Gateway\r\n➢\r\nDie Aufnahme einer kostenschützenden Regelung für übergangsweise eingesetzte konventio-nelle Steuerungstechnik für betroffene Anschlussnutzer\r\n➢\r\nDie Schaffung einer Ausnahme von der Ausstattungsverpflichtung für geschlossene Verteiler-netzbetreiber mit hohen Sicherheitsanforderungen\r\n➢\r\nDie Erhöhung der Preisobergrenze für Moderne Messeinrichtungen um 5 €.\r\nHinsichtlich der vorgesehenen Änderungen aus dem vorliegenden Referentenentwurf sind folgende Punkte besonders bedeutsam:\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 4 von 26\r\n➢\r\nDie geplanten Entschädigungen bei der Verletzung der Messwertqualität (§ 78 Abs. 1 MsbG-E) sind in der vorliegenden Form nicht angemessen\r\n➢\r\nDie Haltefrist begrüßt der BDEW, sofern sie nicht Bündelangeboten entgegensteht\r\n➢\r\nDie dreimonatige Frist für die Information über den erstmaligen Einbau eines intelligenten Messsystems sollte vor dem Hintergrund der Haltefrist beibehalten werden\r\n➢\r\nEs sind längere Fristen für die Anbindung von Gas-, aber auf jeden Fall von Wasserstoffzählern vorzusehen\r\n➢\r\nEine angemessene und verursachergerechte Regelung zur Steigerung der Messwertequalität im Einklang mit bestehenden vertraglichen Regelungen\r\n➢\r\nAuch die einfachere Visualisierung über ein mobiles Endgerät unterstützt der BDEW in Verbin-dung mit kleineren Anpassungen\r\n2 Übergangsregelungen und Steuerung über konventionelle Steuerungseinrichtungen in § 19 Absatz 2 MsbG-E und § 14a EnWG\r\nDer BDEW begrüßt die grundsätzliche Priorisierung des Einbaus intelligenter Messsysteme insbeson-dere bei den Anlagen, die zukünftig über das Gateway steuerbar sein sollen. Das in diesem Jahr bereits geänderte MsbG hat dazu die entsprechenden Regelungen getroffen.\r\nDer BDEW sieht dabei die Notwendigkeit, die Regelungen zur Steuerung im EEG und im EnWG noch deutlich stärker mit denjenigen des MsbG zu harmonisieren und realistische Zeiträume für den Steue-rungsrollout vorzusehen, ohne dabei die Interessen der Anschlussnutzer aus dem Auge zu verlieren.\r\nIn diesem Zusammenhang ist ausdrücklich darauf hinzuweisen, dass die Sichtbarkeit von zu steuernden Anlagen ein wichtiger erster Schritt für ihre Integration ins Energienetz ist, auch wenn die Steuerung über das Smart-Meter-Gateway in Verbindung mit einer Steuerungseinrichtung noch nicht möglich ist.\r\nDer Referentenentwurf enthält einen Änderungsvorschlag für § 19 Absatz 2 MsbG. Die Regelung soll klarstellen, dass die Steuerung über konventionelle Messeinrichtungen möglich sein soll, wenn § 9 EEG Anwendung findet. Das ist positiv und zu begrüßen, allerdings aus Sicht des BDEW nicht ausreichend.\r\nEs besteht aber dennoch Handlungsbedarf. Denn die Änderungen, die am 25. Februar 2025 im EEG in Kraft getreten sind, verpflichten zwar bestimmte Anlagenbetreiber, die netzdienliche Steuerung über konventionelle Technik sicherzustellen, solange das iMS noch nicht verbaut und erfolgreich getestet ist. Und für die Direktvermarktung gilt eine generelle Übergangsfrist bis 2028 jedenfalls für Neuanla-gen. Die Regelungen entbinden den Messstellenbetreiber allerdings nicht von seinen Pflichten, denn das EEG und das MsbG haben unterschiedliche Adressaten. Hier bedarf es einer Harmonisierung der Regelungen. Auch der § 14a EnWG ist hinsichtlich der Steuerung über das Gateway mit einer dem EEG entsprechenden Regelung anzupassen.\r\nSo ist eine Ausnahme von der Einbauverpflichtung durch das MsbG ab Anfang 2026 nicht mehr vorge-sehen. Um seine Rolloutpflichten zu erfüllen, muss der Messstellenbetreiber dann nicht nur das\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 5 von 26\r\nintelligente Messsystem verbauen, sondern auch eine Steuerungseinrichtung und die Steuerung über diese Steuerungseinrichtung sicherstellen.\r\nDiese Kombination würde dazu führen, dass bis zu einer erstmaligen erfolgreichen Testung sowohl eine Steuerungseinrichtung als auch konventionelle Technik zu verbauen wären, damit alle Beteiligten ihre Pflichten aus dem Gesetz jeweils erfüllen.\r\nAus diesem Grund begrüßt der BDEW die im Referentenentwurf vorgeschlagene Änderung des § 19 Absatz 2 MsbG, die nur leicht anzupassen ist, und sieht es dringend geboten, die Möglichkeit zum agi-len Rollout zu verlängern und auch im MsbG wie schon im EEG den Einbau von intelligenten Messsys-temen von der Steuerung über Smart-Meter-Gateways im Rahmen einer Übergangsregelung vorüber-gehend zu entkoppeln.\r\nIm zweiten Halbjahr 2025 werden die ersten Steuereinrichtungen verfügbar sein, die zu Testzwecken eingesetzt werden können. Dabei ist darauf hinzuweisen, dass in dieser Zeit ausschließlich Steuerungs-einrichtungen verfügbar sind, die entweder eine digitale Schnittstelle oder eine Relaisschnittstelle ha-ben. Eine technische Einrichtung, die beides ermöglicht, befindet sich in der Zertifizierung. Eine Lösung, mit der beide Schnittstellen bedient werden können, wird zumindest für die Anfangszeit für die Mess-stellenbetreiber deshalb wichtig sein, weil sie keine Prognose treffen können, welche Anlagen vor Ort anzubinden sind. Es gibt bereits zu steuernde Anlagen mit digitaler Schnittstelle aber auch einen er-heblichen Bestand mit Relaisschnittstelle. Es ist also nicht unwahrscheinlich, dass an einem Ort meh-rere Anlagen mit unterschiedlichen Schnittstellen anzubinden sind.\r\nDaneben laufen derzeit Erarbeitung und Einführung der notwendigen IT-Prozesse durch die Netzbe-treiber und die Messstellenbetreiber, die im Laufe des Jahres 2026 massentauglich zur Verfügung ste-hen sollen.\r\nDer BDEW geht davon aus, dass im Laufe des Jahres 2026 die Umstellung auf die Steuerung über Smart-Meter-Gateways in 2028 flächendeckend beginnen kann.\r\nEinige Netzbetreiber testen gegenwärtig das netzorientierte Steuern über das SMGW. Zu bedenken ist auch, dass zurzeit noch keine Erfahrungen vorliegen, wie zuverlässig die Steuerung über die neue Tech-nik in der Fläche in der Praxis umgesetzt werden kann.\r\nBestandsanlagen und Anlagen, die bis Ende 2027 neu in Betrieb genommen werden, sollten daher übergangsweise auch nach dem MsbG parallel zum iMS, also nicht über das SMGW bzw. über entspre-chende Steuerungseinrichtungen, sondern durch Übergangstechnik gesteuert werden dürfen, wo dies erforderlich ist, um die Stabilität der Systeme sicher zu stellen. § 19 Abs. 2 MsbG ist entsprechend an-zupassen, um eine vorübergehende Ausnahme zu schaffen. Systeme, die unter diese Ausnahme fallen, sollten spätestens mit der Pflicht zur Umrüstung bzw. Ausstattung aller Bestandsanlagen nach § 45 Abs. 1 Nr. 2 lit. d) MsbG alle (auch sicherheitstechnischen) Anforderungen des MsbG zur Steuerung er-füllen.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 6 von 26\r\n§ 19 Abs. 2 MsbG-E sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n„Zur Datenverarbeitung energiewirtschaftlich relevanter Mess- und Steuerungsvorgänge dürfen ausschließlich solche technischen Systeme und Bestandteile eingesetzt werden, die den Anfor-derungen der §§ 21 und 22 genügen, die §§ 9 Absatz 1, § 10b und 100 Absatz 3 des Erneuer-bare-Energien-Gesetzes und § 14a des Energiewirtschaftsgesetzs bleiben unberührt.“\r\nIm Zusammenhang mit der Steuerung enthält das Themenpapier „Anlagensteuerung“ weitere Hin-weise und Änderungsvorschläge insbesondere zum EEG.\r\n2.1 Anpassung der Frist für das Ende des agilen Rollouts\r\nFlankierend zur der zuvor vorgeschlagenen Übergangsregelung sollte die Frist für das Ende des agilen Rollouts nach § 31 MsbG bis zum 31. Dezember 2027 verlängert werden. Der agile Rollout ermöglicht Messstellenbetreibern den systematischen Einbau intelligenter Messsysteme. So kann sichergestellt werden, dass der Einbau dort erfolgt, wo es insbesondere aus Netz- und Systemsicht sinnvoll und not-wendig ist.\r\nIm Zusammenhang mit den neuen Vorgaben zum Einbau von intelligenten Messsystemen, der Steue-rung über intelligente Messsysteme und den jeweils geltenden Rolloutquoten bestehen noch Unsicher-heiten und Inkonsistenzen auch mit Blick auf den Zeitpunkt der Steuerung über das intelligente Mess-system.\r\nDie Regelung im EEG sieht konsequenterweise eine Übergangsregelung für die netzdienliche Steuerung vor, die sich im Messstellenbetriebsgesetz wie dargestellt nicht widerspiegelt. Nach dem EEG sind An-lagen erst dann durch den Netzbetreiber über ein intelligentes Messsystem zu steuern, wenn ein sol-ches verbaut und der Test der Steuerung durch den Netzbetreiber erfolgreich absolviert worden ist. Bis zu diesem Zeitpunkt sind diese Anlagen über konventionelle Steuerungstechnik zu steuern oder es ist die Wirkleistungseinspeisung zu begrenzen. Ausnahmen gelten auch für direktvermarktete Anlagen im Kleinanlagensegment.\r\nDie Netzbetreiber werden über die intelligenten Messsysteme erst ab 2027 steuern können. Ist die Steuerung aus Gründen der Netz- oder Systemstabilität bereits vorher erforderlich, muss sie über kon-ventionelle Steuerungseinrichtungen erfolgen können. Dabei muss sichergestellt sein, dass die konven-tionelle Steuerungstechnik für einen gewissen Zeitraum genutzt werden kann, soweit sie grundsätzli-chen Sicherheitsanforderungen entspricht. Unabhängig davon verweist der BDEW darauf, dass eine Steuerung durch den Netzbetreiber die letzte Option sein sollte. Marktlich beschaffte Flexibilitätsoptio-nen können bereits im Vorfeld einen Beitrag dazu leisten, dass die Steuerung durch den Netzbetreiber nicht erst notwendig wird.\r\nNur über die vorübergehende Nutzung konventioneller Steuerungstechnik bzw. das vorübergehende Auseinanderfallen von Messung über das intelligente Messsystem und der Steuerung über\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 7 von 26\r\nÜbergangstechnik kann sichergestellt werden, dass der Rollout intelligenter Messsysteme für Anlagen auch vorangeht, die jedenfalls in der Zukunft steuerbar sein müssen.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 31 Abs 1 MsbG sollte wie folgt geändert werden:\r\n(1) Messstellenbetreiber können den Rollout nach § 30 Absatz 1 bis 3 im Bereich der Niederspan-nung bei Messstellen an Zählpunkten mit einem Jahresstromverbrauch bis einschließlich 100 000 Kilowattstunden und bei Messstellen an Zählpunkten von Anlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 25 Kilowatt auch mit intelligenten Messsystemen beginnen, bei denen eine oder meh-rere der folgenden Anwendungen jeweils nicht schon zum Zeitpunkt des Einbaus, sondern spätes-tens bis zum Ablauf des 31. Dezember 20257 durch ein Anwendungsupdate zur Verfügung gestellt werden können:\r\n1.\r\nAnwendungen zur Protokollierung im Sinne von § 21 Absatz 1 Nummer 1,\r\n2.\r\nAnwendungen zur Fernsteuerbarkeit im Sinne von § 21 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe c oder\r\n3.\r\nAnwendungen zur Übermittlung von Stammdaten im Sinne von § 21 Absatz 1 Nummer 6.\r\nSatz 1 findet auch auf die Ausstattung mit intelligenten Messsystemen durch nach den §§ 5 oder 6 beauftragte Dritte Anwendung.\r\n§ 29 Abs 1 MsbG sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n(1) Der grundzuständige Messstellenbetreiber hat, soweit dies nach § 30 wirtschaftlich vertretbar ist, Messstellen an ortsfesten Zählpunkten zu den in § 45 genannten Zeitpunkten wie folgt auszu-statten:\r\n1. mit intelligenten Messsystemen bei Letztverbrauchern mit einem Jahresstromverbrauch von mehr als 6 000 Kilowattstunden sowie\r\n2. mit intelligenten Messystemen und einer Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt\r\na) bei Letztverbrauchern, mit denen eine Vereinbarung nach § 14a des Energiewirtschaftsgeset-zes besteht,\r\nb) bei Betreibern von Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 7 Kilowatt, soweit dies erforderlich ist, um jeweils bis zum Ablauf der gesetzlichen Zieljahre Anlagen zu den nach § 45 Absatz 1 gebotenen Anteilen an der installierten Leistung auszustatten.\r\nDie Ausstattungspflichten nach Satz 1 Nr. 2 mit einer Steuerungseinrichtung am Netzanschluss-punkt besteht nicht während des agilen Rollout nach § 31.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 8 von 26\r\n2.2 Kosten konventioneller Steuerung durch den Netzbetreiber\r\nDie vorübergehende Verzögerung der Steuerung durch den Netzbetreiber über das Smart-Meter-Gate-way sollte auch aus Akzeptanzgründen nicht zu höheren Kosten für den betroffenen Anschlussnutzer führen. Handelt es sich um eine Steuerung am Netzanschluss, sollten die für den Übergangszeitraum durch die konventionelle Steuerung entstehenden Kosten die Kosten für die Steuerung über das intelli-gente Messsystem nicht übersteigen. Einer Regelung bedarf es dabei nicht für Anlagen, die bereits mit einem iMS und einer Steuerungseinrichtung ausgestattet sind, aber noch nicht darüber gesteuert wer-den können. Für diese Anlagen trifft § 9 Absatz 2a EEG bereits eine Regelung.\r\nAuch für Anlagen mit über 100 kW bedarf es derzeit noch keiner Übergangsregelung, da die Ausstat-tungsverpflichtung für diese Anlagen überhaupt erst ab 2028 greift. Eine vorübergehende Trennung der Einbaupflichten für iMS und Steuerungseinrichtungen wird im vorliegenden Papier aber nur bis 2027 vorgeschlagen und ist für den Bereich von Anlagen mit bis zu 100 kW relevant. Bisher ist die zeit-liche Entwicklung für diesen Anlagenbereich insgesamt aber nicht konkret absehbar. Bestehende Fern-wirktechnik – überwiegend bei Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kW/kWp in Mittelspan-nung und Hochspannung eingesetzt – sollte daher zumindest vorerst nicht durch die verpflichtende Steuerung von EEG- und KWK-Anlagen über ein SMGW abgelöst werden. Für das Hochspannungs- und Mittelspannungsnetz steht aktuell und absehbar kein entsprechendes SMGW zur Verfügung, das alle Anforderungen erfüllen bzw. eine höhere Funktionalität gegenüber der bereits verbauten Technik bieten würde. Die Steuerbarkeit dieser Anlagen wird über die Fernwirktechnik technisch zuverlässig gewährleistet. Vor einer Ablösung dieser Technik müssen aus Sicht des BDEW die Sicherheit vor mögli-chen Angriffen auf der einen Seite und der zusätzliche Aufwand für eine Umrüstung sowie die zuverläs-sige Steuerung solcher Anlagen auf der anderen Seite sorgfältig abgewogen werden. Gegebenenfalls wird sich hier Nachbesserungsbedarf mit Blick auf die Fristen insgesamt vor allem aber für die Umset-zung der sicheren und zuverlässigen Steuerung solcher Anlagen ergeben.\r\nDer BDEW weist auch darauf hin, dass die bestehende Fernwirktechnik auch für weiterführende netz-dienliche Anforderungen (z.B. Blindleistungsmessung und -steuerung) Anwendung findet.\r\nEntstehen dem Netzbetreiber im Zusammenhang mit Deckelung der Entgelte, die er für die Steue-rungseinrichtungen erhebt, zusätzliche Kosten für die Fernsteuerung, sollten diese Kosten im Rahmen der Entgeltregulierung berücksichtigt werden. Eine Möglichkeit wäre die Ergänzungsfestlegung zur re-gulatorischen Behandlung der beim Anschlussnetzbetreiber nach MsbG entstehenden Kosten für Steu-ereinrichtungen entsprechend zu nutzen (BK8-25-004-A).\r\nBDEW-Vorschlag:\r\nEinen konkreten Änderungsvorschlag enthält das Themenpapier „Anlagensteuerung“.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 9 von 26\r\n2.3 Übergangsregelungen zur Steuerung über konventionelle Steuerungseinrichtungen in § 14a EnWG\r\nDarüber hinaus muss auch § 14a EnWG parallel zum EEG angepasst werden. Die Verweise in § 14a EnWG sind durch die bereits erfolgte Änderung der Regelungen im MsbG nicht mehr korrekt. Darüber hinaus muss es auch bei den steuerbaren Verbrauchsanlagen nach § 14a EnWG eine Übergangsrege-lung für die Steuerung geben. Auch hier muss geklärt werden, ob und in welchen Fällen die Steuerung ausschließlich über das Gateway erfolgen muss bzw. übergangsweise über andere Steuerungstechnik erfolgen darf, auch wenn ein intelligentes Messsystem verbaut ist. Gegenstand der Übergangsregelun-gen durch die Bundesnetzagentur sollten auch Regelungen zur Kostentragung für die Fälle sein, in de-nen der Netzbetreiber den Einbau einer konventionellen Steuerungseinrichtung trotz Vorhandensein eines intelligenten Messsystems verlangt.\r\nZusätzlich sollte es eine Ausnahmeregelung für Anlagen mit dauerhaftem Bestandsschutz nach § 14a EnWG geben. Für diese Anlagen sollte keine Rolloutverpflichtung für gMSB bestehen.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 14a EnWG soll wie folgt geändert werden:\r\n[…]\r\n(4) Sobald die Messstelle mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet wurde, frühestens aber nach dem 31. Dezember 2027, hat die Steuerung entsprechend den Vorgaben des Messstellenbe-triebsgesetzes und der konkretisierenden Technischen Richtlinien und Schutzprofile des Bundesam-tes für Sicherheit in der Informationstechnik sowie gemäß den Festlegungen der Bundesnetzagentur über ein Smart-Meter-Gateway nach § 2 Satz 1 Nummer 19 des Messstellenbetriebsgesetzes zu er-folgen. Die Anforderungen aus Satz 1 sind nicht anzuwenden, solange der Messstellenbetreiber von der Möglichkeit des agilen Rollouts nach § 31 Absatz 1 Nummer 2 in Verbindung mit § 21 Absatz 1 Nummer 1 Buchstabe c des Messstellenbetriebsgesetzes Gebrauch macht und gegenüber dem Letzt-verbraucher sowie dem Netzbetreiber in Textform das Vorliegen der Voraussetzungen des § 31 Ab-satz 1 des Messstellenbetriebsgesetzes bestätigt, wobei die Anforderungen nach Satz 1 spätestens mit dem Anwendungsupdate nach § 31 Absatz 1 des Messstellenbetriebsgesetzes zu erfüllen sind. Beauftragt der Letztverbraucher den Messstellenbetreiber nach § 34 Absatz 2 des Messstellenbe-triebsgesetzes mit den erforderlichen Zusatzleistungen, so genügt er bereits mit der Auftragsertei-lung seinen Verpflichtungen. Die Bundesnetzagentur kann Bestands- und Übergangsregeln für Ver-einbarungen treffen, die vor Inkrafttreten der Festlegungen geschlossen worden sind und für die Steuerung von Messstellen mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen, die bis zum 31. Dezember 2027 mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet worden sind.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 10 von 26\r\n3 Informationspflichten, § 37 MsbG-E\r\nDie Verkürzung der dreimonatigen Informationsfrist auf 6 Wochen für die Ankündigung des Einbaus intelligenter Messsysteme stellt insbesondere die zuständigen dritten Messstellenbetreiber vor große Herausforderungen, weil sie die Zuständigkeit für die Messstelle verlieren, wenn sie nicht rechtzeitig umrüsten, § 36 MsbG. Andererseits bedarf es aber auch einer auskömmlichen Frist für Kunden und Lie-feranten, um die notwendigen Vertragsänderungen herbeiführen zu können. Für die Vertragspartner des Messstellenbetreibers, die sich anders als bisher einer Haltefrist und damit einer festen Vertrags-laufzeit gegenübersehen, könnte eine sechswöchige Frist herausfordernd werden, weil nicht nur ein Vertrag zu schließen, sondern auch ein entsprechendes Gerät einzubauen wäre. Eine Verkürzung der Frist würde folglich zu Nachteilen für die Anschlussnutzer und marktlichen Akteure führen, auch wenn zu lange Fristen ebenfalls Nachteile für den effizienten Rollout mit sich bringen.\r\nÜber die von der BNetzA festgelegten Regelungen zur Marktkommunikation können heute die grund-zuständigen Messstellenbetreiber den dritten Messstellenbetreiber mit wenig Aufwand über den an-stehenden Einbau eines iMS informieren. Diese Regelung sollte möglichst erhalten bleiben. Aus den vorgenannten Gründen wäre eine Lösungsmöglichkeit, lediglich für den Einbau einer modernen Mess-einrichtung die Informationspflicht auf 6 Wochen zu verkürzen ist, für den Einbau intelligenter Mess-einrichtungen es bei der bisherigen 3-monatigen Informationsfrist zu belassen.\r\nDie Regelung in § 37 MsbG sollte nicht auf eine Mindestlaufzeit verweisen, sondern auf die in § 5 MsbG-E gefundene Formulierung, nach der der Anschlussnutzer sein Wahlrecht erstmals ausüben darf. Der BDEW geht davon aus, dass alle übrigen vertraglichen Regelungen zur Kündigung wegen Nicht- oder Schlechtleistung erhalten bleiben. Eine entsprechende Klarstellung in der Begründung, welche Gründe zur Kündigung führen können, würde den Marktteilnehmern darüber hinaus noch größere Si-cherheit geben.\r\n4 Haltefrist und Bündelangebote, §§ 5 und 6 MsbG-E\r\nDie Ausweitung der Wahlmöglichkeit des Anschlussnehmers statt des Anschlussnutzers auf weitere Sparten kann ein sinnvoller Beitrag zur Digitalisierung sein. Für den Bereich Wasser ist dabei zu beach-ten, dass die Hauptmessung für die Wasserlieferung mit dem Liefervertrag verknüpft ist. Aus Versor-gungssicherheits- und Hygienegründen empfehlen wir grundsätzlich keine Ausweitung der berücksich-tigbaren Sparten im Rahmen eines Bündelangebots nach § 6 MsbG auf die Hauptmessungen der Spar-ten Wasser und Fernwärme. Im Wasserbereich ist die Messung auch unmittelbar mit der Lieferung ver-knüpft und erfolgt auf der Grundlage von § 18 der der AVBWasserV. Es besteht keine Möglichkeit den Messstellenbetreiber zu wechseln. In der Regel wird der Vertrag, falls die Lieferung auf vertraglicher Basis erfolgt, auch mit dem Anschlussnehmer geschlossen sein. Daher wäre die Digitalisierung der Wassermessung nur für die Untermessung sinnvoll.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 11 von 26\r\nAuch die Einführung einer Haltefrist ist grundsätzlich sinnvoll. Die Haltefrist schränkt die Möglichkeit des Anschlussnutzers nach § 5 MsbG ein und lässt sie für den Messstellenbetrieb mit intelligenten Messsystemen und Steuereinrichtungen erstmals nach Ablauf von fünf Jahren nach Ausstattung zu.\r\nInsgesamt ist zur Haltepflicht allerdings anzumerken, dass es weiterhin dem BSI obliegt, entsprechende Rahmenbedingungen zu schaffen, die durch Vorgaben zur Interoperabilität die Weiternutzung des ver-bauten Geräts im Falle eines MSB-Wechsels ermöglichen sowie die Vorgaben, unter welchen Bedin-gungen ein Gerät zu verschrotten ist, anzupassen. Dann wäre eine Haltefrist nicht notwendig. Dies muss weiter das Ziel bleiben, so dass die Haltepflicht als ein vorübergehendes Mittel angesehen wer-den sollte.\r\nDer BDEW begrüßt die Klarstellung in dem Entwurf, dass trotz der Haltefrist die allgemeinen Regelun-gen für Kündigungen und Sonderkündigungen wie in anderen Vertragsverhältnissen gelten, falls es zu Unregelmäßigkeiten in der Vertragserfüllung der einen oder der anderen Vertragspartei (Nichtzahlung oder nicht ordnungsgemäßer Messstellenbetrieb) kommen sollte.\r\nDie Haltefrist sollte dem Bündelangebot nicht entgegenstehen. Der BDEW versteht die Regelung in § 5 MsbG so, dass der Anschlussnutzer zwar sein Wahlrecht nicht geltend machen kann, aber dem An-schlussnehmer die Möglichkeit eines Bündelangebots nicht entzogen werden soll, wenn bereits eine Messstelle im Gebäude mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet ist.\r\nDer BDEW geht, wie dargestellt, davon aus, dass alle übrigen vertraglichen Regelungen zur außeror-dentlichen Kündigung wegen Nicht- oder Schlechtleistung erhalten bleiben. Eine entsprechende Klar-stellung im Gesetzestext oder zumindest in der Begründung mit einem Verweis auf die geltenden Fest-legungen der BNetzA bzw. die entsprechenden Pflichten im MsbG (darunter solche zur Erhöhung der Messdatenqualität) könnte den Marktteilnehmern noch größere Sicherheit geben.\r\nBDEW-Vorschlag\r\n§ 6 Absatz 3 MsbG-E sollte wie folgt geändert werden:\r\n„(3) Statt des Anschlussnutzers kann der Anschlussnehmer einen Messstellenbetreiber auswäh-len, wenn dieser verbindlich anbietet,\r\n2.\r\ndadurch mindestens alle Zählpunkte der Liegenschaft für Elektrizität mit intelligenten Messsystemen auszustatten für die keine Haltefrist nach § 5 Absatz 2 gilt,\r\n3.\r\nauf Anforderung des Anschlussnehmers neben dem Messstellenbetrieb der Sparte Elektri-zität mindestens einen zusätzlichen Messstellenbetrieb der Sparten Gas, Wasser,Wasser, Fernwärme oder Heizwärme über das Smart-Meter-Gateway zu bündeln (Bündelange-bot) und\r\n[…].“\r\n(2) Übt der Anschlussnehmer das Auswahlrecht aus Absatz 1 aus, enden laufende Verträge für den Messstellenbetrieb der betroffenen Sparten entschädigungslos, wenn deren Laufzeit\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 12 von 26\r\nmindestens zur Hälfte abgelaufen ist, frühestens jedoch nach einer Laufzeit von fünf Jahren. Zwischen Ausübung des Auswahlrechts und der Vertragsbeendigung müssen mindestens drei Monate liegen. Betroffenen Messstellenbetreibern aller Sparten ist vor der Ausübung des Auswahlrechts mit einer Frist von sechs Monaten die Möglichkeit zur Abgabe eines eigenen Bündelangebots einzuräumen; bestehende Vertragsverhältnisse nach § 5 Absatz 1 sind dem Anschlussnehmer vom Anschlussnutzer auf Verlangen unverzüglich mitzuteilen.\r\n(2a) Absatz 2 ist in den Fällen des § 5 Absatz 1 entsprechend anzuwenden mit der Maß-gabe, dass vom Anschlussnutzer geschlossene Verträge frühestens nach 2 Jahren durch or-dentliche Kündigung beendet werden können oder sich der alte und der neue Messstellen-betreiber auf eine angemessene Entschädigungszahlung für die vorzeitige Beendigung eini-gen.\r\n5 Einbeziehung von Gas und Wasserstoff, §§ 20, 40 und 34 Absatz 2 Nr. 1 MsbG-E\r\nMit Blick auf die Ergänzung in § 20 MsbG weist der BDEW darauf hin, dass die Umsetzung bis 1. Januar 2028 bereits für Gaszähler sehr ehrgeizig ist. Für Wasserstoffmessung wird sie nicht erreicht werden können und erscheint auch vor dem Hintergrund fraglich, dass nach bisheriger Abschätzung auch keine entsprechenden Wasserstoffverteilernetze vorliegen werden.\r\nDer BDEW weist außerdem darauf hin, dass die Regelung zur Anbindung von Gasmesseinrichtungen in § 34 Absatz 2 Nr. 1 MsbG-E unverständlich aber auch zeitlich nicht umsetzbar ist. Der Zusatz „ab dem 1. Juli 2026 auch an Zählpunkten der Sparte Gas“ lässt offen, was genau verbaut werden soll und durch wen. Die Regelung in § 34 Absatz 2 MsbG-E richtet sich grundsätzlich an den Messstellenbetreiber Strom. Sie stellt generell fest, dass über die Standardleistungen hinaus (die für intelligente Messsys-teme erbracht werden) weitere Leistungen angeboten werden müssen. Die Regelung könnte also be-deuten, dass der Messstellenbetreiber Strom auf Wunsch auch ein intelligentes Messsystem für die Sparte Gas einbauen muss oder das er eine Gasmesseinrichtung an ein bereits vorhandenes Gateway anzubinden hat. Wenn letzteres der Fall wäre, könnte das auch der Anschlussnutzer ohne Zustimmung des Messstellenbetreibers Gas wünschen. Allerdings ist die Messwertverarbeitung im Gas völlig anders als im Bereich Strom. Ohne die zusätzlichen Werte des Gasnetzbetreibers sind die Werte nicht nutzbar.\r\n6 Visualisierung der Messwerte gegenüber dem Anschlussnutzer, §§ 61 und 62 MsbG-E\r\nDie Regelung dient offenbar der passgenauen Umsetzung von Art. 20 Abs. 1 a) der Binnenmarktrichtli-nie Strom unter Berücksichtigung der EU-Durchführungsverordnung 2023/1162. Sie wirft aber wegen der Erwähnung des Lieferanten Fragen über ihren genauen Inhalt und Umfang auf. Die Durchführungs-verordnung sieht vor, dass die Übertragung der geforderten Echtzeitdaten entweder über eine digitale Schnittstelle oder über einen „Fernzugriff“ nach Art. 20 Strombinnenmarktrichtlinie erfolgen kann. Die\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 13 von 26\r\nMöglichkeit der Visualisierung der Fast-Echtzeit-Messdaten kann danach also über ein Online-Portal oder eine digitale Schnittstelle am iMS wie die HAN-Schnittstelle z.B. in Kombination mit einem mobi-len Endgerät erfolgen, statt verpflichtend wie bisher standardmäßig über eine lokale Anzeigeeinheit. Diese Entwicklung weg von einer separaten Anzeigeeinheit ist ausdrücklich zu begrüßen. Letzteres ist seit 2015 Position des BDEW.\r\nBei einer verpflichtenden Datenübermittlung durch den Messstellenbetreiber über ein Online-Portal und über das Backendsystem des Messstellenbetreibers würde der Aufwand bei einer viertelstündli-chen Bereitstellung der Fast-Echtzeitdaten stark ansteigen im Verhältnis zu der bisherigen Praxis, nach der die aufbereiteten Daten standardmäßig innerhalb von 24 Stunden für den Vortag bereitgestellt. Außerdem sollten die Daten nur auf Aufforderung durch den Anschlussnutzer bereitgestellt werden müssen.\r\nFür den Lieferanten sollte gelten, dass er – wenn überhaupt - nur die Informationen zur Verfügung stellen muss, die ihm auch vorliegen. Benötigt er für die Abrechnung keine Viertelstundenwerte und hat der Anschlussnutzer nicht in die darüberhinausgehende Datenübermittlung eingewilligt, kann er ggf. nur Jahresverbrauchswerte zur Verfügung stellen. Handelt es sich um die Messstelle eines Anla-genbetreibers liegen dem Lieferanten ggf. gar keine Daten (über die Einspeisung) vor.\r\nIn der Regelung sollte darüber hinaus deutlicher klargestellt werden, dass die Daten auch unter Nut-zung einer standardisierten Schnittstelle über eine Anwendung auf mobilen Endgeräten erfolgen kann. Eine Möglichkeit wäre die Nutzung eines Home Management Systems, über das ggf. auch der Lieferant oder Dienstleister des Anschlussnutzers unter Einwilligung des Kunden ohne zusätzlichen Aufwand auf die Daten zugreifen könnte.\r\nSowohl mit Blick auf die Daten des Anschlussnutzers nach § 61 als auch des Anlagenbetreibers nach § 62 MsbG, können die Lieferanten ebenfalls nur die Daten zur Einsichtnahme zur Verfügung stellen, die ihnen zur Verfügung stehen. Der Gesetzestext enthält keine Anhaltspunkte dafür, dass in diesem Zu-sammenhang Daten über das Online-Portal oder das genannte mobile Endgerät an den Lieferanten übermittelt werden sollen. Die Begründung ließe allerdings den Schluss zu, dass die Lieferanten über eine Anwendungsprogrammierschnittstelle Zugang zu den Daten haben sollen.\r\nDies widerspräche allerdings den Vorgaben des § 60 Absatz 3 Nr. 4 MsbG wonach der Lieferant nur die Daten erhalten soll, die er für die Abrechnung braucht und darüber hinaus aggregierte oder anonymi-sierte Daten bzw. weitere Daten auf der Grundlage einer Einwilligung durch den Anschlussnutzer.\r\nUnklar ist auch, wer entscheidet, ob die Daten über den Lieferanten oder den Messstellenbetreiber zur Verfügung gestellt werden.\r\nAn dieser Stelle weist der BDEW darauf hin, dass die Erfüllung der europarechtlichen Anforderungen aus Art. 20 Absatz 1 a) Strombinnenmarktrichtlinie so schlank wie möglich umgesetzt werden sollte, um den weiteren Aufwand vor allem für ggf. gar nicht benötigte Daten entweder nicht entstehen zu lassen oder zu minimieren. Auch hier sei die Koalitionsvereinbarung zitiert, die ausdrücklich formuliert,\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 14 von 26\r\ndass eine bürokratische Übererfüllung bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht ausge-schlossen wird (Rz. 2014 der Koalitionsvereinbarung). Dementsprechend schlägt der BDEW folgende Anpassungen vor.\r\nBDEW-Vorschläge:\r\n§ 61 Absatz 2 sollte wie folgt geändert werden:\r\n„Zur Einsichtnahme nach Absatz 1 sind jeweils auf Anforderung die Informationen standard-mäßig unter Nutzung einer standardisierten Schnittstelle innerhalb von 15 Minuten über eine Anwendung für mobile Endgeräte oder über eine Anwendung in einem Online-Portal des Liefe-ranten oder des Messstellenbetreibers, welche einen geschützten individuellen Zugang ermögli-chen, zur Verfügung zu stellen. Alternativ, insbesondere sofern der Anschlussnutzer der Bereit-stellung nach Satz 1 widerspricht, können die Informationen direkt vom Smart-Meter-Gateway an eine vom Messstellenbetreiber gegen ein angemessenes Einmalentgelt bereitgestellte lokale Anzeigeeinheit übermittelt werden, wobei die Informationen mindestens innerhalb von 15 Mi-nuten zur Verfügung zu stellen sind. Die Anzeige im Online-Portal des Lieferanten ist auf die dem Lieferanten vorliegenden Daten beschränkt. “\r\n§ 62 Absatz 2 wird wie folgt gefasst:\r\n„Zur Einsichtnahme nach Absatz 1 sind die Informationen jeweils auf Anforderung standard-mäßig über eine standardisierte Schnittstelle innerhalb von 15 Minuten über eine Anwendung für mobile Endgeräte oder einer Anwendung in einem Online-Portal des Lieferanten oder des Messstellenbetreibers, welche einen geschützten individuellen Zugang ermöglichen, zur Verfü-gung zu stellen. Alternativ, insbesondere sofern der Anschlussnutzer der Bereitstellung nach Satz 1 widerspricht, können die Informationen direkt vom Smart-Meter-Gateway an eine vom Messstellenbetreiber gegen ein angemessenes Einmalentgelt bereitgestellte lokale Anzeigeein-heit übermittelt werden, wobei die Informationen mindestens innerhalb von 15 Minuten zur Verfügung zu stellen sind. Die Anzeige im Online-Portal des Lieferanten ist auf die dem Liefe-ranten vorliegenden Daten beschränkt.“\r\n7 Messwertnutzung und Weiterverarbeitung nach §§ 66 und 67 MsbG\r\nAufgrund der kurzen mit 8 Werktage enorm kurzen Konsultationsfrist r Im Rahmen der vorliegenden Anhörungsverfahren konnte der BDEW nur eine erste Prüfung der Vorgaben vornehmen. Weiterer Prü-fungsbedarf besteht hinsichtlich der Vorgaben in §§ 66 und 67 MsbG-E. In § 66 Absatz 2 MsbG-E sollte die Möglichkeit einer Festlegung der BNetzA hinsichtlich der Übertragung auf den Messwertweiterver-arbeiter vorgesehen werden, statt einer gesetzlichen Regelung.\r\nDie in § 67 Abs. 1 Nummer 7 MsbG-E aufgeführten Aufgaben betreffen die Datenverarbeitung zu Zwe-cken der „Bilanzkoordination einschließlich der Überwachung der Bilanzkreistreue und der ordnungs-gemäßen Bilanzkreisbewirtschaftung zeitnah nach dem Erfüllungszeitpunkt“ und sind darüber hinaus\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 15 von 26\r\nweiterhin dem Übertragungsnetzbetreiber zuzuordnen, da sie unabhängig von der Aggregationsver-antwortung sind, dies muss bei der Ausgestaltung berücksichtigt werden.\r\n8 Entschädigung bei Verletzung der Messwertqualität, § 78 MsbG-E\r\nEs ist nachvollziehbar, dass das Potenzial intelligenter Messsysteme nur dann voll ausgeschöpft wer-den kann, wenn die übermittelten Werte zuverlässig und rechtzeitig bei den berechtigten Empfängern ankommen. Hier besteht Verbesserungsbedarf mit Blick auf die Messwerte aus intelligenten Messsys-temen.\r\nJedoch sind die Gründe für fehlende oder mangelhafte Messwerte (insbesondere hinsichtlich der Bil-dung von Ersatzwerten bei nicht fristgerecht vorliegenden Messwerten) im Zusammenhang mit der neuen Technik der intelligenten Messsysteme vielfältig und nicht zwingend durch den Messstellenbe-treiber verschuldet. Die hohen Anforderungen durch die Rolloutquote von 90 % der neu ausgestatten Messstellen und neu installierter Leistung erfordert, dass Messstellenbetreiber künftig auch dort iMS verbauen, wo die WAN-Erreichbarkeit nicht das gewünschte Maß erreicht. Dadurch können Messwerte aus intelligenten Messsystemen öfter nicht übermittelt werden als an Messstellen mit 100 % WAN-Ab-deckung. Messstellenbetreiber müssen also abwägen, ob sie eher eine mangelhafte WAN-Verbindung in Kauf nehmen oder das Risiko, die gesetzliche Ausstattungsquote nicht zu erreichen, sofern selbst der Einsatz von technischen Erweiterungen (z.B. zur Signalverstärkung) nicht zu signifikanten Verbesserun-gen der WAN-Verbindung führen sollte. Weitere Gründe können vorübergehende Verbindungsaus-fälle, z. B. durch Wartungsarbeiten an Mobilfunkmasten sein, über die die Messstellenbetreiber nicht zwingend informiert sind oder dass der Fehler ggf. beim Empfänger lag. Darüber hinaus zeigen erste Prüfungen, dass auch technische Vorgaben des BSI auf der Grundlage der eichrechtlichen Vorgaben der PTB zu Problemen geführt haben, die noch zu beheben sind. Auch weitere Fehlerquellen werden derzeit geprüft und verifiziert. Der BDEW ist dabei mit seinen Unternehmen die Probleme zu prüfen und entsprechenden Handlungsbedarf den zuständigen Behörden aufzuzeigen.\r\nAuch die Bundesnetzagentur untersucht aktuell gemeinsam mit den Messstellenbetreibern die Gründe für mangelhafte Messwertqualität und arbeitet an Verbesserungs- und Lösungsvorschlägen. Auch der MaBiS-Hub, zu welchem aktuell das Festlegungsverfahren der Bundesnetzagentur läuft und über den auch die Messwerteverarbeitung zentralisiert werden soll, kann dazu beitragen die Verfügbarkeit der Messwerte zu steigern. Aber auch dafür bedarf es der erforderlichen Qualität der Messwerte.\r\nDie vorgesehene Aufwandsentschädigung soll einen Anreiz für die Messstellenbetreiber schaffen, für eine ausreichende Messwertqualität und rechtzeitige Übermittlung zu sorgen. Gleichzeitig soll er eine pauschale Entschädigung für zusätzlichen Clearingaufwand sein Es stellt sich aber die Frage, ob der An-reiz in dieser Form richtig gesetzt ist und die Regelung ihr Ziel erreichen kann.\r\nZu kritisieren ist, dass die Regelung so formuliert ist, dass sie praktisch eine verschuldensunabhängige Haftung darstellt.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 16 von 26\r\nUnklar ist darüber hinaus in welchem Verhältnis diese Regelung zu den von der BNetzA geplanten Ver-tragsstrafen im Messstellenbetreiberrahmenvertrag und im Messstellenvertrag mit dem Lieferanten steht. In den Konsultationsentwürfen zu den Verträgen hatte die BNetzA für die Festlegungen dieser Verträge bereits die Schaffung von Vertragsstrafen geplant. Die Festlegungen sind für September 2025 angekündigt. Hier muss sichergestellt sein, dass die Regelungen zueinander passen.\r\nUnsicher ist auch, welcher Marktteilnehmer genau beim kurzfristig zu erwartenden Inkrafttreten der hier geplanten Änderung auf der Grundlage einer Aufgabenzuweisung durch die BNetzA anspruchsbe-rechtigt wäre.\r\nBliebe die Regelung so bestehen, hätte der Messstellenbetreiber bei einem Fehler einer bisher nicht genau definierten Zahl von Marktteilnehmern eine Aufwandsentschädigung zu zahlen, ohne dass ein Vertrag bestehen, zusätzlicher Aufwand nachgewiesen oder Verschulden vorliegen müsste. Dieses neue Risiko müsste – insbesondere wenn er es nicht zu verschulden hat - kostenerhöhend absichern. Der Aggregationsverantwortliche müsste eine nicht näher definierte Prüfung der Festlegungsverstöße versuchen, die aber nur der Messwerteweiterverarbeiter vornehmen kann.\r\nInsbesondere zum gegenwärtigen Zeitpunkt ist auch zu berücksichtigen, dass die gMSB die neue Tech-nik auf Grund einer Einbauverpflichtung verbunden mit Rollout-Quoten und zu festen Preisobergren-zen einbauen müssen. Daher sieht der BDEW die Regelung in der vorliegenden Fassung als nicht ange-messen an. Aus Sicht des BDEW erscheint es sinnvoller, der Bundesnetzagentur eine Kompetenz zu übertragen, um begründete Maßnahmen gegen den Messstellenbetreiber oder andere Marktpartner (darunter wie geplant Vertragsstrafen) zu ergreifen, sofern Messwerte durch deren Verschulden nicht oder nur mangelhaft übermittelt werden. Erfüllen Messstellenbetreiber ihre gesetzlichen und vertragli-chen Pflichten schuldhaft nicht, so kann die BNetzA als Aufsichtsbehörde tätig werden und entspre-chende Sanktionen verhängen.\r\nAus Sicht des BDEW ist die Regelung im Anwendungsbereich zu unbestimmt und führt zu einer ver-schuldensunabhängigen Haftung, ohne dass ein Mehraufwand nachzuweisen wäre und sollte in der vorliegenden Form nicht aufgenommen werden.\r\n9 Weiterer Anpassungsbedarf am MsbG\r\nDer BDEW sieht neben den voranstehend genannten Punkten aus dem vorliegenden Referentenent-wurf weitere Unstimmigkeiten im Messstellenbetriebsgesetz, die der Anpassung bedürfen.\r\n9.1 Ausstattungsverpflichtung und Anerkennung für Rolloutquoten, § 45 MsbG\r\nDie Ausstattungspflicht betrifft - wie dargestellt - nicht nur intelligente Messsysteme, sondern auch die Kombination von intelligenten Messsysteme und Steuereinrichtungen. Erste kompatible und BSI-zerti-fizierte Steuereinrichtungen gibt es seit November 2024. Die Hardware, die entweder eine Relais-schnittstelle oder eine digitale Schnittstelle hat, ist in diesem Jahr 2025 auf dem Markt erhältlich. Da\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 17 von 26\r\nder Messstellenbetreiber aber in Zukunft weiter auf zu steuernde Geräte mit Relaisschnittstellen und digitale Schnittstellen auch beim gleichen Anschlussnutzer/Anschlussnehmer stoßen wird, ist es sinn-voll, eine Steuerbox zu verwenden, die beides abdeckt. Diese Steuereinrichtung ist derzeit (Juli 2025) nicht erhältlich.\r\nBis Steuereinrichtungen verfügbar sind, die sicher mit dem Smart-Meter-Gateway verbunden und durch die Netzbetreiber über die Messstellenbetreiber gesteuert werden können, sollte die Ausstat-tung nur mit einem intelligenten Messsystem erfolgen. Die Steuerung muss dann über konventionelle Technik erfolgen (siehe oben).\r\nDarüber hinaus ist mit Blick auf die Rollout-Quote Folgendes anzumerken:\r\n•\r\nUrsprünglich als Pflichteinbau ausgestattete Messstellen, die z. B. aufgrund von Energieeffi-zienzsteigerungen oder durch den nachträglichen Einbau einer Erzeugungsanlage unter die Verbrauchsgrenze für den Pflichteinbau rutschen, müssen in der Ausstattungsquote anerkannt werden.\r\n•\r\nMessstellen, die z. B. aufgrund einer steuerbaren Verbrauchseinrichtung mit einem iMS und einer Steuerungseinrichtung auszustatten sind, müssen während des agilen Rollouts auf die 20 %-Quote 2025 und die Quote in 2026 einzahlen, auch wenn lediglich ein iMS verbaut ist. Hier fehlt es an einer Regelung für die Steuerung am Netzanschluss als Standardleistung, für die an-ders als für die Steuerung als verpflichtende Zusatzleistung keine Regelung zur Ablehnung vor-gesehen ist.\r\n9.2 Preisobergrenze für moderne Messeinrichtungen sollte von 25 auf 30 Euro jährlich angehoben werden, § 32 MsbG\r\nAus Sicht des BDEW ist die Preisobergrenze für moderne Messeinrichtungen mit 25 Euro jährlich nach wie vor nicht ausreichend. In den Voruntersuchungen zum Digitalisierungsbericht von den Gutachtern EY und BET wurde die Preisobergrenze von 20 Euro jährlich untersucht und bestätigt, dass diese die Kosten der Geräte nicht deckt. Das Gutachten empfiehlt eine Preisobergrenze von 30 Euro jährlich.\r\nNeben grundsätzlichen Kostensteigerungen ist eine Anpassung der Preisobergrenze auch wegen des erweiterten Leistungsumfangs der modernen Messeinrichtung notwendig, der z. B. Zwei-Richtungs-messung, der Fähigkeit zur Erfassung von Netzzustandsdaten und 1:n per Funk umfasst. Auch 25 Euro brutto jährlich sind nicht auskömmlich. Selbst ohne technische Erweiterungen wäre eine Anhebung der Preisobergrenze auf 30 Euro jährlich gerechtfertigt, beispielsweise aufgrund der Inflationsentwicklung.\r\nDarüber hinaus verbauen Messstellenbetreiber künftig standardmäßig die hochwertigeren modernen Messeinrichtungen mit Grid-Funktionalität, denn die Anwendungsfälle für die Ausstattung mit einem intelligenten Messsystem sind erheblich ausgeweitet worden und nur die hochwertigeren Messeinrich-ten sind updatefähig und können für die Erhebung von Netzzustandsdaten verwendet werden. Sie er-lauben eine ressourcenschonende Aufrüstung zu einem intelligenten Messsystem.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 18 von 26\r\nDie Erhöhung der Preisobergrenze für moderne Messeinrichtungen hat einen direkten, kurzfristigen positiven Effekt auf die Wirtschaftlichkeit der MSB und damit auf die Rolloutgeschwindigkeit. Dies gilt auch und vor allem, weil sich die Notwendigkeit zur Erhebung von Netzzustandsdaten und zur Steue-rung von Anlagen im Verhältnis zum Start des Rollouts mit modernen Messeinrichtungen erheblich er-weitert hat. Zukünftig wird der Rollout intelligenter Messsysteme deutlich weiter gehen als ursprüng-lich geplant. Aus diesem Grund müssen auch die modernen Messeinrichtungen mit Grid-Funktion deutlich häufiger verbaut werden. Einfachere, kostengünstigere Zähler hingegen müssten ausgebaut und ersetzt werden, was Elektroschrott verursacht und die ohnehin knappen Montagekapazitäten stra-paziert.\r\nDer Effekt über die Anhebung der Preisobergrenze für moderne Messeinrichtungen ist dringend not-wendig, um die nach wie vor bestehende Finanzierungslücke des Messstellenbetriebs auch mit moder-nen Messeinrichtungen zu schließen. Die POG für die Ausstattung einer Messstelle mit einer modernen Messeinrichtung sollte von 20 Euro auf 30 Euro brutto jährlich angehoben werden.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\nNach § § 32 Absatz 1 MsbG sollte wie folgt geändert werden:\r\n1) Die Ausstattung einer Messstelle mit einer modernen Messeinrichtung nach § 29 Absatz 3 ist wirt-schaftlich vertretbar, wenn für den Messstellenbetrieb für jeden Zählpunkt nicht mehr als 25 30 Euro brutto jährlich in Rechnung gestellt werden. § 61 Absatz 3 gilt entsprechend.\r\n9.3 Unklarheiten bei Preisobergrenzen ausräumen\r\nVerschiedene Regelungen zu Preisobergrenzen haben zu Unsicherheiten in der Umsetzung geführt.\r\n•\r\nZeitlicher und persönlicher Anwendungsbereich der Regelung in § 35 Absatz 1 Nr. 1 MsbG: Eine Unklarheit hat sich im Zusammenhang mit dem nach § 34 Absatz 2 Nr. 1 i.V.m. § 35 Absatz 1 Nr. 1 MsbG beauftragten Einbau ergeben. Die Regelung knüpft verständlicherweise daran an, wer den Einbau beantragt hat. Dies führt je nach Auslegung zu kaum nachvollziehbaren Ergebnissen. Ein Lieferant, der den Einbau beauftragt, wäre dem Wortlaut nach auch dann weiter zur Zahlung des erhöhten Entgelts verpflichtet, wenn er den Anschlussnutzer gar nicht mehr beliefert. Ginge man davon aus, dass die zusätzlich zu zahlende Preisobergrenze mit der Kündigung einer solchen Beauftragung endet, wäre der Messstellenbetreiber auf die geringe und defizitäre Preisober-grenze zurückgeworfen. Unklar ist auch, ob die Beauftragung endet, wenn der Anschlussnutzer auszieht oder ob er das zusätzliche Entgelt weiter zahlen müsste, weil der Anspruch auf das Ent-gelt sich an die Beauftragung knüpft. Fraglich ist auch, wie vorzugehen wäre, wenn ein optionaler Einbaufall zum Pflichteinbaufall wird und umgekehrt.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 19 von 26\r\n9.4 Steuerung am Netzanschluss nach § 30 Absatz 2 MsbG nur, wenn erforderlich, § 34 MsbG\r\nZu klären ist nach wie vor, was genau unter der zu erbringenden Leistung zu verstehen ist und wie die Standardleistung gegenüber dem Anschlussnehmer und die Zusatzleistung hinsichtlich weiterer zu steuernder Anlagen hinter dem Netzanschluss zusammenwirken. In jedem Fall sollte vermieden wer-den, dass der Messstellenbetreiber die Standardleistung zu erbringen und der Anschlussnehmer die Preisobergrenze zu leisten hat, obwohl keine Steuerung am Netzanschluss erfolgt. Denkbar wäre das vor allem in Mehrfamilienhäusern. Der Netzanschluss ist grundsätzlich die physische Verknüpfung mit dem Netz. Hinter dem Netzanschluss gibt es bei Mehrfamilienhäusern meist mehrere Entnahmestel-len, auf die sich auch die Verpflichtung zur Steuerung von steuerbaren Verbrauchsanlagen bezieht. Ge-gebenenfalls gibt es darüber hinaus auch Einspeisestellen. Sowohl Entnahme- als auch Einspeisestellen können hier getrennt versorgt werden bzw. unterschiedlichen Anschlussnutzern zuzuordnen sein. Wenn keine gemeinsame Steuerung über ein Home-Energy-Managementsystem im gesamten Haus erfolgt, sollte auch keine Steuereinrichtung am Netzverknüpfungspunkt verbaut und bezahlt werden, wenn die damit verbundene Entnahme oder Erzeugung nicht steuerbar sein muss. Dies sollte der Ge-setzentwurf klarstellen.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die Steuerung von Anlagen nach § 13a Abs. 1 EnWG auf die Wirkleis-tungserzeugung referenziert, nicht auf den Netzanschlusspunkt. Hinsichtlich der weiteren Harmonisie-rung des MsbG mit den Vorgaben im EEG und EnWG verweisen wir außerdem auf das Themenpapier zur Anlagensteuerbarkeit.\r\nDer BDEW schlägt vor, die Steuerung und die Steuerungseinrichtung für die Messung am Netzan-schlusspunkt nur dann vorzusehen, wenn hinter der Entnahmestelle dieses Anschlussnutzers eine steu-erbare Verbrauchseinrichtung beliefert wird. Die Abrechnung wäre darüber hinaus einfacher gegen-über dem Anschlussnutzer (Betreiber der Kundenanlage) abwickelbar.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n1. § 34 Absatz 1 Nr. 6 MsbG -E sollte wie folgt geändert werden:\r\n(1) Beim Messstellenbetrieb nach § 3 mit intelligenten Messsystemen und, soweit gesetzlich vor-gesehen, mit intelligenten Messsystemen und einer Steuerungseinrichtung am Netzanschluss-punkt sind folgende Leistungen Standardleistungen:\r\n[…]\r\n6. zur Steuerung von Verbrauchseinrichtungen und an Netzanschlüssen nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes\r\na) die für die Vorgabe eines minimalen oder maximalen Wirkleistungsbezugs am Netzan-schluss oder an steuerbaren Verbrauchseinrichtungen nach Maßgabe von Festlegungen der Bundesnetzagentur zu § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes notwendige\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 20 von 26\r\nDatenkommunikation über das Smart-Meter-Gateway und eine daran angebundene Steuerungseinrichtung,\r\nb) über Buchstabe a hinausgehende erforderliche Maßnahmen zur netzorientierten Steu-erung nach Maßgabe von Festlegungen der Bundesnetzagentur nach § 14a des Energie-wirtschafts\r\nesetzes,\r\n2. § 30 Absatz 2 MsbG-E wird wie folgt geändert:\r\n(2) Die Ausstattung einer Messstelle mit intelligenten Messsystemen und einer Steuerungsein-richtung am Netzanschlusspunkt nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 ist wirtschaftlich vertretbar, wenn vom grundzuständigen Messstellenbetreiber für den Messstellenbetrieb nicht mehr als die folgenden Beträge in Rechnung gestellt werden:\r\n1. dem Anschlussnutzer und dem Anschlussnetzbetreiber für jeden mit intelligenten Messsyste-men auszustattenden Zählpunkt nicht mehr als die nach den Absätzen 1 und 5 zulässigen Preisobergrenzen sowie\r\n2. zusätzlich zu dem Betrag nach Nummer 1 dem Anschlussnehmer Anschlussnutzer und dem An-schlussnetzbetreiber jeweils nicht mehr als 50 Euro brutto jährlich für Einbau und Betrieb ei-ner Steuerungseinrichtung am Netzanschlusspunkt, soweit am Netzanschlusspunkt eine Steuerung erfolgt.\r\n9.5 Datenkommunikation\r\nDie standardmäßige Übermittlung von Zählerstands- und Lastgangdaten soll seit der „kleinen Energier-echtsnovelle“ vom 25. Februar 2025 nicht mehr nur einmal täglich vom Vortag, sondern auf Anforde-rung eines Verteilnetzbetreibers oder Übertragungsnetzbetreibers sowie Bilanzkreiskoordinators auch viertelstündlich erfolgen. Das bedeutet einen deutlichen Anstieg der Verbindungsaufbauten und des Daten-Traffics, da statt einmal täglich eine Zeitreihe von 96 Viertelstunden-Werten, künftig 96-mal je-weils einen Wert übermittelt werden müsste. Das würde die direkten Kommunikationskosten je Zähl-punkt (in der Marktkommunikation: Messlokation) nach Einschätzung der Messstellenbetreiber in etwa verdoppeln. Hochfrequente Messwertbereitstellung kann für künftige Energieanwendungen sinn-voll sein und ist ein wesentlicher Beitrag zur Digitalisierung der Energienetze. Die viertelstündliche Übermittlung von Zählerstands- und Lastgangdaten erzeugt jedoch auch einen deutlichen Anstieg der WAN-Übertragungskosten sowie der Bestell- und Abrechnungsaufwände, der in der vorgesehenen An-passung der Preisobergrenzen nicht berücksichtigt ist.\r\nFür die beteiligten Marktteilnehmer kann es wichtig und notwendig sein, für die zeitnahe Reaktion auf Veränderungen am Markt und auf das Verhältnis von Angebot und Nachfrage, entsprechend aktuelle Daten zu erhalten. Dies betrifft auch die Sicherstellung der Systemsicherheit durch die ÜNB, die durch diese Daten die Entwicklung eng verfolgen können.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 21 von 26\r\nInsgesamt erscheinen die Regelungen zur viertelstündlichen Datenlieferung im Gesetz aber noch kein in sich schlüssiges Gesamtkonzept zu ergeben. Insgesamt gibt es dazu Regelungen in den Standardleis-tungen, in den Zusatzleistungen, bei den Pflichten zur Datenkommunikation mit den Marktpartnern und der Dateneinsicht des Anschlussnutzers, um dessen Daten es geht.\r\nStandardleistungen sind dabei\r\n•\r\nNach § 34 Absatz 1 Nr. 1 MsbG die nach § 60 MsbG standardmäßig zu übersendenden Infor-mationen, wozu auf Anfrage durch den VNB oder ÜNB nach § 60 Abs. 3 Nr. 1 und Nr. 2 MsbG auch viertelstündlich Last- und Einspeisegänge sowie Zählerstandsgänge zählen\r\n•\r\nDie nach § 56 MsbG zu übersendenden Informationen und damit die Netzzustandsdaten\r\n•\r\nÜbermittlung von Daten für den Letztverbraucher nach § 61 bzw. den Anlagenbetreiber nach § 62 MsbG\r\nVerpflichtende Zusatzleistung sind dabei\r\n•\r\ndie minütliche Übermittlung von Netzzustandsdaten, § 34 Absatz 2 Nr. 6 MsbG-E\r\n•\r\nDie tägliche Übermittlung der aufbereiteten Messwerte an dritte von Anschlussnutzer oder Anlagenbetreiber Beauftragte, § 34 Absatz 2 Nr. 10 MsbG-E\r\nSonstige Zusatzleistung kann dabei sein\r\n•\r\nnach § 60 Absatz 3 Nr. 3 MsbG die Übermittlung weiterer anonymisierter bzw. aggregierter Daten an den Energielieferanten sein\r\nDabei bleiben folgende Punkte zu klären oder erscheinen im Gesamtkonzept überprüfungswürdig:\r\nDie Abgrenzung zwischen Einspeisegängen, Last- und Zählerstandsgängen und Netzzustandsdaten ist nicht klar. Dabei kann es sich um überschneidende Datensätze handeln. Soweit die Netzzustandsdaten bereits alle notwendigen Informationen abdecken, sollten nicht möglicherweise noch über einen wei-teren Kanal zusätzliche bzw. ähnliche Datensätze versendet werden.\r\nDie Erhebung von Netzzustandsdaten war schon zuvor eine Standardleistung und ist nur dem Verteiler-netzbetreiber vorbehalten. Der Verteilernetzbetreiber trägt im Gegenzug einen Teil der Preisober-grenze. Zu klären wäre, ob die zu liefernden Daten für Verteilernetzbetreiber über die Netzzustandsda-ten hinaus überhaupt zusätzliche Informationen enthalten.\r\nDie mögliche Anforderung von Einspeisegängen, Last- und Zählerstandsgängen pro Viertelstunde durch die ÜNB kommt nun als Standardleistung hinzu und war bisher von der Preisobergrenze nicht erfasst. Der ÜNB beteiligt sich bisher auch nicht an der Kostentragung der Preisobergrenze. Daher sollte diese nun zusätzlich vorgesehene Datenlieferung eine Zusatzleistung darstellen.\r\nDer Energielieferant könnte die Übermittlung der anonymisierten und aggregierten Daten durch den MSB ebenfalls verlangen, allerdings auf der Basis von § 60 Absatz 3 Nr. 3 MsbG-E. Nicht ganz klar ist, in welche Kategorie diese Zusatzleistung genau fallen würde. Hier ist sowohl auf Absatz 2 (verpflichtende)\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 22 von 26\r\nals auch auf Absatz 3 (freiwillige) Zusatzleistung verwiesen. In jedem Fall wäre ein zusätzliches Entgelt zu zahlen.\r\nKeine der genannten Datenlieferungen, abgesehen von den Netzzustandsdaten, könnte heute über die Marktkommunikation erfolgen. Dies würde auch voraussetzen, dass die Daten zunächst im Backend des Messstellenbetreibers verarbeitet und von dort versendet werden müssten. Dies würde wie oben dargestellt erheblichen Aufwand verursachen.\r\nAuch der Anschlussnutzer und der Anlagenbetreiber sollen Zugang zu viertelstündlichen Daten in jeder Viertelstunde haben. Diese Anforderung folgt wieder eigenen Regelungen – siehe dazu § 61 MsbG-E.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 34 Absatz 2 sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n(2) Zum Messstellenbetrieb gehören auch die diskriminierungsfrei anzubietenden Leistungen des Messstellenbetreibers, die über die Standardleistungen nach Absatz 1 hinausgehen (Zu-satzleistungen). Energieversorgungsunternehmen, Direktvermarktungsunternehmer, Letzt-verbraucher, Anschlussbegehrende nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz, Anlagenbetrei-ber und Anschlussnehmer können für sich oder ihre Kunden folgende Zusatzleistungen vom Messstellenbetreiber verlangen:\r\n[…]\r\n11. die viertelstündliche Übermittlung von Einspeise-, Last- und Zählerstandsgängen nach § 60 Absatz 3 Nr. 2 an den Übertragungsnetzbetreiber und Bilanzkreiskoordinator\r\n12. die viertelstündliche Übermittlung von Einspeise-, Last- und Zählerstandsgängen an weitere vom Anschlussnutzer oder Anlagenbetreiber beauftragte Dritte.\r\n9.6 Festlegungsbefugnisse nach § 47 Abs. 3 MsbG-E\r\nEine enge Abstimmung zwischen BNetzA und BSI ist grundsätzlich sinnvoll und notwendig, soweit es um sicherheitsrelevante Aspekte geht. Allerdings ist die Regelung in Absatz 3 sehr weit gefasst. Das Einvernehmen ist nicht eingeschränkt auf die Belange, die in den Kompetenzbereich des BSI fallen, sondern umfasst jegliche Regelungen zu energiewirtschaftlich relevanten Mess- und Steuerungsvor-gängen.\r\nDarüber hinaus sollte jedenfalls das Verbot im Sinne von Absatz 3 Nr. 3 Buchstabe b grundsätzlich durch eine Verordnung mit Zustimmung des Bundesrates geregelt werden. Sollte die Regelung als Fest-legungskompetenz bestehen bleiben, sollte sie an das Vorliegen einer konkreten Gefahr für die Sicher-heit gebunden sein.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 23 von 26\r\n9.7 Ausnahmeregelungen zur Ausstattungspflichten bei gVNB mit besonders sicherheitskritischen Anlagen\r\nMit Blick auf die Besonderheiten von einigen geschlossenen Verteilernetzen (gVNB) sieht der BDEW in bestimmten Fällen darüber hinaus Bedarf zur Prüfung der Einführung von Sonderregelungen vor fol-gendem Hintergrund:\r\nPer Definition dürfen im Netzgebiet eines geschlossenen Verteilernetzes grundsätzlich keine Haus-haltskunden angeschlossen sein, § 110 Abs. 2 S. 2 EnWG. Im Hinblick auf das Messwesen sind insbe-sondere große Industrieparks und Flughäfen hinsichtlich der Netzebenen ihrer Anschlüsse, der Gege-benheiten der Messplätze und der schon derzeit verwendeten Mess- und Steuerungstechnik (Leit-warte, Steuerungsmöglichkeiten) eher mit Übertragungsnetzbetreibern vergleichbar. Die Netze verfü-gen bereits seit langem flächendeckend über Mess- und Steuerungstechnik und deren Einbindung in ein Kommunikationsnetz wird fortlaufend von Leitwarten aus überwacht. Dies hat seinen Hintergrund auch in den für die an diese Netze angeschlossenen zumeist kritischen Infrastrukturen.\r\n9.7.1 Besonderheiten bei der Mess- und Steuerungstechnik\r\nDas Gros der Messstellen in geschlossenen Verteilnetzen unterscheidet sich stark von Messstellen in Kundenanlagen bzw. Energieversorgungsnetzen, da die angeschlossenen Anlagen besonderen Anfor-derungen unterliegen. So bestehen besondere Vorgaben für den Zugang und die Zutrittskontrolle zu Anlagen aufgrund von behördlichen und kundenseitigen Vorgaben. Beispiele sind dabei die geschützte Stromerzeugung, der geschützte Personen- und Güterverkehr an Flughäfen und die geschützte Produk-tion verschreibungspflichtiger Medikamente (teilweise werden die Schwellwerte nach BSI-Kritisverord-nung erreicht). Der Zugang zum gesicherten Flughafenbereich, über den auch die Flugsicherung, die Flughafenfeuerwehr und die Bundespolizei versorgt werden, ist dabei ebenso beschränkt, wie der Zu-gang zu Betriebsgeländen von Betrieben der chemischen Industrie, die jeweils spezifischen Auflagen nach ISMS, StörfallVO sowie sonstigen Sicherheitsrichtlinien unterliegen. Die Mess- und Steuerungs-technik befindet sich dabei in der Regel auf dem Gelände verteilt, zum Teil in anderweitig genutzten und nicht besetzten Gebäuden mit Schaltanlagen und Messeinrichtungen. Diese Industriebetriebe sind bereits mit RLM-Messtechnik ausgestattet, die die Funktionalitäten der iMS erfüllt und sogar über-steigt. Sie bieten derzeit kurze Datenübertragungszyklen von häufig ein Mal pro Minute, Blindleis-tungserfassung, Symmetrieerkennung, Überwachung der Spannungsqualität, Visualisierung und Sicher-heitsstandards. Jedenfalls so lange, wie die bisher verfügbare Technik keine gleichwertigen Ergebnisse liefert, würde bei einem Rollout von intelligenten Messsystemen außerdem ein Funktionsverlust dro-hen.\r\nDie Kommunikation zur Datenübertragung erfolgt über separate, eigene interne Netze (tlw. Glasfaser), die bisher abgeschottet und nicht mit dem Internet verbunden sind. Der Datenaustausch und die Marktkommunikation dieser Netzbetreiber erfolgen über zentrale Backend-Systeme.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 24 von 26\r\nDerartige geschlossene Verteilernetzbetreiber nutzen für die Überwachung und Steuerung der system-relevanten Energieversorgungsinfrastruktur Netzleitsysteme innerhalb geschützter, eigenständiger und schwarzfallsicherer Infrastruktur (Server, Switche, Firewall, LWL-Leitungen, Zeitserver etc.).\r\nDie Umspannwerke und Trafostationen sind bereits mit Fernwirktechnik ausgestattet. Diese ist über die zuvor genannte Infrastruktur an das Netzleitsystem ohne Nutzung des öffentlichen Mobilfunknet-zes angebunden. Mit der Fernwirktechnik werden innerhalb von Umspannwerken und Trafostationen alle Anlagenteile der Mittelspannung, Niederspannung, Netzersatzanlagen, unterbrechungsfreien Stromversorgung, PV-Anlagen und Batteriespeicher über das Netzleitsystem von autorisiertem unter-nehmenseigenem Personal gesteuert und überwacht.\r\nAuf der Firewall, Fernwirktechnik und Anlagen innerhalb der Serverinfrastruktur, Umspannwerke und Trafostationen werden IT-sicherheitsrelevante Ereignisse geloggt und ausgewertet. Neben dem nach § 11 Absatz 1a EnWG zertifiziertes ISMS wird dies durch unabhängige Zertifizierungsstellen bescheinigt, zertifiziert und insgesamt gesetzeskonform nach BSIG 2.0 umgesetzt. Zudem betreiben die genannten Betreiber geschlossener Verteilernetze für die Netzleitsysteme ein gemäß IT-Sicherheitskatalog gemäß § 11 Absatz 1a EnWG zertifiziertes ISMS.\r\nBetreiber geschlossener Verteilernetze mit besonders sicherheitskritischen Anlagen können bereits über die vorhandene Mess- und Steuerungstechnik den Anschlussnutzern einzelne oder aggregierte Messwerte und Lastgänge in Form von auf Kundenwunsch gebildeten Aggregaten bereitstellen und darüber bei Bedarf marktdienliche Steuerfunktionalitäten ermöglichen.\r\nIn den geschlossenen Verteilernetzen mit besonderen sicherheitskritischen Anlagen sind bis auf we-nige Ausnahmen (i. W. bundesweit tätige Mobilfunknetzbetreiber) für die dort ansässigen Kunden we-gen des hohen technischen und organisatorischen Aufwands bisher trotz gelegentlicher Interessenbe-kundungen und Prüfung der Bedingungen für den Messstellenbetrieb keine wettbewerblichen Mess-stellenbetreiber tätig geworden.\r\n9.7.2 Sicherheitstechnische Bedenken und geringerer Funktionsumfang\r\nDes Weiteren werden durch die SMGWs externe Steuerungsmöglichkeiten bereitgestellt, die nicht den erforderlichen technischen Funktionsumfang sowie die erforderliche Überwachungsfunktion eines Netzleitsystems für einen sicheren Betrieb der Stromversorgung in den genannten geschlossenen Ver-teilernetzen (kritische Infrastruktur) bieten. Zudem würde eine Steuerung bzw. ein Zugriff durch nicht-unternehmenseigenes-Personal ermöglicht.\r\nDie Steuerungsfunktion des SMGW würde auch einen direkten Zugriff aus dem Wide-Area-Network (WAN) in eine geschützte Systemumgebung erlauben. Diese könnte durch die verschlüsselte TLS-Ver-bindung zwischen externem SMGW-Administrator und dem SMGW sowie der verschlüsselten TLS-\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 25 von 26\r\nVerbindung zwischen SMGW und steuerbarer Ressource nicht vollständig vom Netzbetreiber über-wacht werden.\r\nDer Anteil von steuerbaren Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen ist derzeit denkbar gering, so dass die Notwendigkeit einer Steuerung durch weitere wettbewerbliche Marktteilnehmer jedenfalls nicht marktgetrieben, sondern ausgelöst von den Anforderungen der angeschlossenen Anlagen erfolgt und ohnehin aus den genannten Gründen erheblichen Restriktionen unterliegen würde. Steuerbare Ver-brauchsanlagen nach § 14a EnWG sind in diesen Netzen aufgrund der Ausnahme nach § 110 EnWG oh-nehin nicht relevant. Auch praktisch ist die Umrüstung nur unter so erheblichem Kostenaufwand mög-lich, dass sie im Ergebnis nicht mehr in einem angemessenen Verhältnis zum Nutzen stehen. Dabei ist auch zu berücksichtigen, dass der Nutzen mit Blick auf die oben genannte Sicherheit und Sichtbarkeit der Anlagen im Netz und für die Kunden sogar insgesamt in Frage zu stellen ist.\r\nHinsichtlich der Kosten ist darauf hinzuweisen, dass für die genannten Netze durch die besonderen An-forderungen hinsichtlich des Zugangs zu den Anlagen besondere Kosten für Planung, Projektierung und Dokumentation entstehen. Für die Umrüstung müssten teils Umbauten erfolgen, Statik-Gutachten wä-ren einzuholen und Brandschutztechnik zu berücksichtigen. Selbst wenn diese Umbauten streng ge-nommen nicht dem Messstellenbetreiber zuzuordnen wären stellt sich die Frage nach dem wie darge-stellt fraglichen Nutzen dieser zusätzlichen Kosten, die in diesen Fällen den personenidentischen Netz-betreiber/Eigentümer der Gebäude oder die Industrieunternehmen treffen.\r\nAuch der Aufwand für den für die kommunikative Anbindung zuständigen Messstellenbetreiber in der-artigen Netzen, wäre in derartigen Netzen enorm und mit den im Gesetz vorgegebenen Preisobergren-zen nicht zu erlösen.\r\nAlles in allem sollte daher für Messstellenbetreiber in geschlossenen Verteilernetzen eine Ausnahme von der Rolloutverpflichtung nach § 29 Absatz 1 und 3 MsbG geschaffen werden, jedenfalls soweit die an dieses Netz angeschlossenen Anlagen besonderen Sicherheitsanforderungen unterliegen und so-wohl die Kommunikation der Messwerte als auch der Steuerungssignale über ein eigenes nicht-öffent-liches Telekommunikationsnetz erfolgen. Wie für andere optionale Einbaufälle würde dies nicht aus-schließen, dass der Anschlussnutzer nach § 34 Abs. 2 Nr. 1 MsbG, den Einbau eines intelligenten Mess-systems auf eigene Initiative anstoßen kann.\r\nFür derartige Energieversorgungsnetze und die an sie angeschlossenen Anlagen ist auch zu prüfen, ob die Regelungen für Auffangmessstellenbetreiber gelten können. Die Übernahme des Messstellenbe-triebs durch einen Auffangmessstellenbetreiber ist praktisch nur unter dem gleichen oben bereits um-schriebenen Aufwand möglich. Hinzu treten allerdings weitere Hürden, die zu zusätzlichen Aufwänden führen würden. Insbesondere wäre der Zutritt für die Mitarbeiter des Auffangmessstellenbetreibers notwendig. Es müsste auch sichergestellt sein, dass alle Sicherheitsanforderungen der in dem Energie-versorgungsnetz angeschlossenen Energieanlagen eingehalten werden, nicht nur vom Auffangmess-stellenbetreiber, sondern auch vom Gateway-Administrator. Die dafür entstehenden zusätzlichen Kos-ten müssten für den Auffangmessstellenbetreiber kompensiert und wohl sozialisiert werden. Der\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 26 von 26\r\nBDEW sieht hier keinen Mehrwert für die Sicherheit des Energiesystems oder der Energiewende und massive zusätzliche Aufwände, die am Ende von allen Nutzern des Energiesystems zu tragen wären.\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW folgende Änderung des MsbG vor:\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 19 MsbG sollte daher ein neuer Absatz eingefügt werden:\r\n(5a) Messsysteme, die den besonderen Anforderungen aus den Absätzen 2 und 3 nicht entspre-chen, dürfen eingebaut und genutzt werden, solange die Nutzung dieser Messsysteme nicht mit unverhältnismäßigen Gefahren verbunden ist, weil ihr Einsatz in einem Netzgebiet eines geschlos-senen Verteilernetzbetreiber im Sinne des § 110 EnWG erfolgt, soweit dieses Netzgebiet aus Si-cherheitsgründen beschränkt zugänglich ist und besonderen Sicherheitsanforderungen auf der Grundlage anderer Gesetze und Verordnung oder behördlichen Vorgaben unterliegt, die unter Be-achtung dieser Sicherheitsanforderungen einen mit dem intelligenten Messsystem vergleichbaren Schutz bieten.\r\nDarüber hinaus sollte § 29 MsbG um einen neuen Absatz ergänzt werden:\r\n(6 neu) Die Verpflichtung nach den Absätzen 1 und 3 gilt nicht, soweit ein Betreiber eines ge-schlossenen Verteilernetzes im Sinne von § 110 EnWG ein Messsystem nach § 19 Absatz 5a betrei-ben darf.\r\n9.8 Weitere Hinweise\r\nDarüber hinaus möchte BDEW noch darauf hinweisen, dass an einigen Stellen im MsbG noch Vereinfa-chungs- und Entbürokratisierungspotential besteht. So ist in § 54 Abs. 3 MsbG die Anforderung ent-halten, das erforderliche Formblatt in Kopie an den Anschlussnutzer zu übermitteln. Hier könnte auf die Textform abgestellt werden, damit nicht der Eindruck entsteht, es müsse ein Ausdruck per Post ge-sendet werden.\r\nDarüber hinaus regt der BDEW an zu prüfen, ob das Genehmigungserfordernis nach § 4 MsbG nicht auch auf wettbewerbliche Messstellenbetreiber zumindest ab einer bestimmten Größe übertragen werden sollte, da der Energiemarkt insgesamt von der richtigen und rechtzeitigen Übermittlung der Daten abhängt.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Effektiver und effizienter Rechtsschutz\r\n18. Juli 2025\r\nWeniger Bürokratie, mehr Effizienz durch eine inzidente Rechtskontrolle von Festlegungen der BNetzA in der Entgeltregulierung\r\nDie BNetzA setzt mit ihren neuen Entscheidungsformen der Rahmen- und Methodenfestle-gungen einen Rechtsrahmen in der Entgeltregulierung, der nach rechtstaatlichen Grundsätzen und grundrechtlich verbrieften Freiheiten gerichtlich vollständig überprüfbar sein muss. Insbe-sondere müssen alle behördlichen Entscheidungen einer gerichtlichen Kontrolle unterliegen, entweder unmittelbar oder mittelbar im Wege der Inzidentkontrolle. Es gilt für diese neuen Festlegungsebenen einen Rechtsschutzrahmen zu schaffen, der für Behörde und Betroffene ein effektives und effizientes Rechtsschutzverfahren ermöglicht.\r\nDie von der BNetzA eingeführten neuen Festlegungsformen der Rahmen- und der Methoden-festlegungen unterscheiden sich ihrem Regelungsinhalt und Charakter nach grundlegend von den bisherigen Festlegungen der Regulierungsbehörde im Sinne des § 29 EnWG. Während un-ternehmensbezogene Festlegungen konkret-individuelle oder abstrakt-individuelle Regelun-gen beinhalten und damit – der bisherigen Auffassung in der Rechtswissenschaft und Recht-sprechung folgend – gemeinhin als anfechtbare Verwaltungsakte i.S.d. § 35 VwVfG gesehen werden, weisen die Rahmen- sowie die Methodenfestlegungen naturgemäß einen abstrakt-generellen Charakter auf. Das allein macht sie nach dem EnWG nicht per se unanfechtbar (un-terstellt, es handelt sich hierbei ebenfalls um „Entscheidungen“ i.S.d. §§ 29 und 75 EnWG). In-haltlich dürfte es sich jedoch als ungleich schwieriger erweisen, eine Beschwerde gegen solche Regelungen zu begründen. Denn aufgrund der eher allgemein gehaltenen Regelungsinhalte wird die materielle Betroffenheit eines Unternehmens aller Wahrscheinlichkeit nach erst im Zusammenspiel mit den ihnen nachfolgenden unternehmensbezogenen Festlegungen zu er-kennen und zu begründen sein, die die Inhalte der Rahmen- und Methodenfestlegungen erst konkretisieren und umsetzen.\r\nDas EnWG macht keinen Unterschied, ob es sich bei der Entscheidung der BNetzA i.S.d. § 29 EnWG um eine Rahmenfestlegung, eine Methodenfestlegung oder eine unternehmensbezo-gene Individualfestlegung handelt. Für alle Festlegungen gilt gleichermaßen, dass binnen einer Frist von einem Monat gegen sie eine Beschwerde eingelegt werden kann, §§ 75, 78 EnWG.\r\nWürden danach Rahmenfestlegungen der Großen Beschlusskammer nicht angefochten wer-den und misst man ihnen den Charakter einer Entscheidung mit Außenwirkung zu, würden sie\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Effektiver Rechtsschutz\r\nSeite 2 von 3\r\nnach Ablauf der Rechtsmittelfrist in Bestandskraft erwachsen. Die Regelungen der Rahmen-festlegung sind wiederum Grundlage für die darauffolgenden Methoden- und Individualfestle-gungen. Sollten (erst) bei deren gerichtlicher Überprüfung Zweifel an der Rechtmäßigkeit ei-ner Vorgabe der Rahmenfestlegung entstehen, könnte diesen Zweifeln bei eingetretener Be-standskraft nicht mehr ohne Weiteres nachgegangen werden.\r\nDamit entstünde aber die Situation, dass potenziell Betroffene die Rahmenfestlegung rein vor-sorglich anfechten müssten, ohne zu diesem Zeitpunkt abschließend einschätzen zu können, wie die konkrete, die Rahmenfestlegung gewissermaßen vollstreckende Methoden- oder Indi-vidualfestlegung ausgestaltet sein werden und sich damit auf die konkreten Interessen und Rechte der Adressaten auswirken. Eine Häufung von gerichtlichen Beschwerdeverfahren wäre die Folge. Das ist weder im Interesse der Regulierungsbehörde noch im Interesse der regulier-ten Unternehmen.\r\nOhne gesetzliche Regelung wären die regulierten Netzbetreiber zur Wahrung ihrer Rechtsposi-tion gezwungen, die Rahmen- und Methodenfestlegungen gerichtlich anzufechten.\r\nDas wäre zunächst mit einem unnötigen bürokratischen Aufwand verbunden, sowohl bei den regulierten Unternehmen als auch bei den Gerichten, die erwartbar über eine Vielzahl von Be-schwerden bereits in diesem sehr frühen Stadium der Rahmen- und Methodenfestlegungen Verfahren führen und Entscheidungen treffen müssten. Und auch bei der Regulierungsbe-hörde würde dies zu einem unnötig hohen Aufwand führen, da auch hier sämtliche, bereits auf dieser Stufe eingeleiteten Gerichtsverfahren begleitet und verwaltet werden müssten. Dies stellt nicht nur den effektiven, sondern auch den effizienten Rechtsschutz in Frage.\r\nZudem wäre gerichtlicher Rechtsschutz kaum wirksam, weil die konkrete Betroffenheit des Beschwerdeführers ohne die nachfolgenden individuellen Festlegungen nur schwer zu begrün-den wäre. In einem Beschwerdeverfahren gegen nachfolgende Entscheidungen, die wiederum auf den Vorentscheidungen der Rahmen- oder Methodenfestlegungen beruhen, könnte den Beschwerdeführern wiederum die Bestandskraft der Vorentscheidungen entgegengehalten werden. Eine Inzidentkontrolle würde verhindert.\r\nBegegnen lässt sich dieser Problematik durch eine entsprechende Ergänzung des § 75 Abs. 1 EnWG, wonach sichergestellt wird, dass eine Inzidentkontrolle der Vorentscheidungen der Be-hörde seitens der Gerichte rechtlich zulässig ist und somit vorgenommen werden kann. Dem-entsprechend wird mit den Sätzen 3 bis 5 geregelt, dass Festlegungen der Großen Beschluss-kammer nicht selbstständig angefochten werden müssen, soweit sie ausschließlich Vorent-scheidungen für weiterführende Entscheidungen der Regulierungsbehörde enthalten (die Rah-men- und Methodenfestlegungen). Eine Überprüfung dieser Festlegungen der Großen Be-schlusskammer soll auch noch im Zuge einer Beschwerde gegen diejenigen Entscheidungen bzw. Festlegungen möglich sein, die diese (vorfestgelegten) Vorentscheidungen umsetzen.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier – Effektiver Rechtsschutz\r\nSeite 3 von 3\r\nDie ergänzenden Regelungen in § 75 Abs. 1 EnWG greifen letztendlich die bisherige Systematik des Rechtsschutzes auf, wonach die Vorgaben der ARegV und der Strom-/GasNEV nicht sepa-rat angefochten, sondern nur im Rahmen eines gerichtlichen Verfahrens gegen eine darauf basierende Festlegung inzident überprüft werden können. Gleichzeitig bleibt aber auch die Möglichkeit bestehen, im Einzelfall bereits Rahmen- und Methodenfestlegungen oder Teile hiervon der gerichtlichen Überprüfung zu unterziehen. Dadurch kann bei hinreichender Be-gründbarkeit der Beschwer die gerichtliche Überprüfung unter Effizienzgesichtspunkten be-reits auf der ersten (Rahmenfestlegung) bzw. zweiten (Methodenfestlegung) Stufe erfolgen.\r\nEin konzentrierter Rechtschutz am Ende eines gestuften Verfahrens ist im Übrigen nach der Rechtsprechung des BVerwG (Beschluss vom 24. März 2021, 4 VR 2/20) verfassungsrechtlich unbedenklich. Das Verfassungsrecht gebe nicht grundsätzlich vor, auf welche Weise – durch einen phasenspezifischen oder einen konzentrierten Rechtsschutz – der gebotenen Effektivi-tät des Rechtsschutzes besser Rechnung zu tragen ist. Der Gesetzgeber könne sich aus verfas-sungsrechtlich zulässigen Zweckmäßigkeitserwägungen für einen konzentrierten Rechtsschutz entscheiden.\r\nDas BVerwG benennt diese Zweckmäßigkeitserwägungen wie folgt: Zu berücksichtigen sei, dass die Eröffnung einer Anfechtungsbefugnis auf einer frühen Verfahrensstufe in der Regel mit dem Nachteil einer entsprechenden Anfechtungslast korrespondiere. Eine phasenweise Abschichtung des Rechtsschutzes führe zwar regelmäßig zu einer Vorverlagerung und damit zu einer entsprechenden Effektuierung, zugleich aber auch zu einer gewissen Einschränkung der Rechtsschutzmöglichkeiten gegen eine nachfolgende Entscheidung, weil potenziell Be-troffene zur Vermeidung von Präklusionseffekten vielfach gehalten sein würden, bereits die angreifbaren Vorentscheidungen auf frühen Verfahrensstufen anzufechten, was seinerseits einer Rechtfertigung bedürfe. Auch vor diesem Hintergrund könne der konzentrierte Recht-schutz zweckmäßig sein. Im Zusammenspiel mit der Möglichkeit einer inzidenten Kontrolle im Rahmen des Rechtsschutzes gegen Folgeentscheidungen würden die verfassungsrechtlichen Grenzen des gesetzgeberischen Spielraums bei der Konzeption des Rechtsschutzes in komple-xen Verwaltungsverfahren gewahrt bleiben.\r\nwww.bdew.de\r\nThemenpapier– Anlagensteuerbarkeit\r\n18. Juli 2025\r\nInhalt\r\n1 Einleitung ............................................................................................ 2\r\n2 Technische Einrichtungen für die netzdienliche Steuerung, § 9 EEG ........... 2\r\n2.1 Auslegungsfragen auf der Schnittstelle zum Pflichtrollout nach dem MsbG .................................................................................................... 2\r\n2.2 Nulleinspeisungsanlagen ....................................................................... 3\r\n2.3 BDEW-Formulierungsvorschlag ............................................................. 3\r\n3 Kosten konventioneller Steuerung – Übergangstechnik ............................ 4\r\n4 Steuerungsreferenz in EEG und EnWG .................................................... 4\r\n5 Technische Einrichtungen für die marktorientierte Steuerung: Bestandsanlagen .................................................................................. 7\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 2 von 8\r\n1 Einleitung\r\nDie folgenden Änderungsvorschläge für das EEG 2023 (neu) widmen sich der netzdienlichen und marktorientierten Steuerbarkeit von Anlagen und sind im Kontext der MsbG-Regelungen hin zu einem „Steuerungsrollout“ durch das „Gesetz zur Änderung des Energiewirtschafts-rechts zur Vermeidung temporärer Erzeugungsüberschüsse“ (Inkrafttreten: 25. Februar 2025) sowie den Redispatch-Vorgaben in § 13a EnWG zu sehen. Daher sei an dieser Stelle auch auf das Themenpapier „Änderungen im Messstellenbetriebsgesetz“ verwiesen.\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass die Vorgaben in § 29 MsbG, § 9 EEG 2023 und § 13a EnWG aktuell einer Harmonisierung bedürfen, für die dieses Themenpapier erste Impulse gibt. Ins-besondere die Frage, wo in Zukunft die Redispatch-Regelung ansetzen soll und ob diese Frage mit der Pflichtausstattung von intelligenten Messsystemen (iMS) und Steuerungsein-richtungen am Netzanschlusspunkt mit der kleinen EnWG-Novelle in § 29 MsbG entschieden werden sollte, wird noch eingehend zu diskutieren sein. Insbesondere sollte eine sinnvolle Balance zwischen Entschädigungsansprüchen, Umsetzungsaufwänden und Systemsicherheit gefunden werden.\r\n2 Technische Einrichtungen für die netzdienliche Steuerung, § 9 EEG\r\nDie Anforderungen an die Sicht- und Steuerbarkeit von Anlagen für den Netzbetreiber („netz-dienliche Steuerung“) in § 9 EEG 2023 sind mit dem MsbG durch die „kleine EnWG-Novelle“ abgestimmt und verzahnt worden, so dass eine Priorisierung des Pflichtrollouts hin zu einem „Steuerungsrollout“ möglich wurde. Dies hat der BDEW ausdrücklich begrüßt.\r\n2.1 Auslegungsfragen auf der Schnittstelle zum Pflichtrollout nach dem MsbG\r\nIn der Praxis haben sich allerdings bereits unterschiedliche Verständnisse der Formulierung in § 9 Abs. 2 EEG 2025 gebildet, wonach „bis zum Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes und zur erstmaligen erfolgreichen Testung der Anlage oder KWK-Anlage auf Ansteuerbarkeit durch den Netzbetreiber über diese neu eingebaute Technik sowie unbeschadet weiterer Vorgaben im Zusammenhang mit der netzorientierten Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtun-gen nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes“ verschiedene Pflichten bestehen. § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG betrifft lediglich den Pflichtrollout durch den grundzuständigen Messstellenbetrei-ber für Anlagen über 7 kW und steuerbare Verbrauchseinrichtungen nach § 14a EnWG.\r\nAus Sicht des BDEW sollten die Anforderungen an Anlagen vor der Möglichkeit für den Netz-betreiber, diese Anlagen über ein intelligentes Messsystem sehen und tatsächlich steuern zu können, nicht davon abhängen, ob die Anlagen im Pflichtrollout durch den grundzuständi-gen Messstellenbetreiber ausgerüstet werden oder auf andere Weise (etwa durch einen wettbewerblichen Messtellenbetreiber oder als vorzeitiger Einbau auf Kundenwunsch). Fälle, in denen eine steuerbare Verbrauchseinrichtung nach § 14a EnWG hinter demselben Netzanschluss wie eine Anlage verbaut ist, sind Anwendungsfälle von § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 3 von 8\r\n(Pflichtrollout), sollten aber nicht in allen Fällen, gerade bei Kleinstanlagen, automatisch dazu führen, dass diese Anlagen ebenfalls immer sicht- und steuerbar sein müssen.\r\n2.2 Nulleinspeisungsanlagen\r\nWelche Anforderungen nach § 9 EEG für sogenannten Nulleinspeisungsanlagen gelten, ist nicht eindeutig geregelt.\r\nGrundsätzlich geht der BDEW davon aus, dass die Regelungen in § 29 Abs. 5 MsbG zu Nullein-speisungsanlagen (nur Ausstattung mit iMS, nicht Steuerungseinrichtungen im Pflichtrollout) keine Auswirkungen auf die Anforderungen nach § 13a EnWG haben. Denn gerade bei größe-ren Anlagen kann die Einsenkung der Erzeugung – unter Wahrung der europarechtlichen Ei-genverbrauchsprivilegierung – erforderlich sein.\r\nZudem ist darauf hinzuweisen, dass § 9 EEG die aktive Steuerung und Abschaltung durch den Netzbetreiber ermöglicht, während in Nulleinspeisungskonstellationen nach § 29 Abs. 5 MsbG keine aktive Steuerung möglich ist, lediglich eine Überwachung durch Sichtbarkeit der Anla-gen. Vor Ausrüstung mit einem iMS wäre dagegen weder die Sichtbarkeit noch die Steuerbar-keit gegeben. Daher sollten in diesen Fällen die § 9 EEG-Anforderungen jedenfalls für größere Anlagen zu erfüllen sein.\r\nFür eine rechtssichere Einstufung der – zudem nach §§ 52 und 52a EEG 2023 sanktionsbe-wehrten – Anforderungen in § 9 Abs. 2 EEG 2023 schlägt der BDEW daher folgende Anpassun-gen vor.\r\n2.3 BDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 9 Abs. 2 EEG wird wie folgt geändert und ergänzt:\r\nSatz 1:\r\n„Bis zum Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes und zur erstmaligen erfolgrei-chen Testung der Anlage oder KWK-Anlage auf Ansteuerbarkeit durch den Netzbetrei-ber über diese neu eingebaute Technik sowie unbeschadet weiterer Vorgaben im Zu-sammenhang mit der netzorientierten Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrich-tungen nach § 14a des Energiewirtschaftsgesetzes müssen (…)“\r\nSatz 5 neu:\r\n„Satz 1 gilt auch für Anlagen ab 100 Kilowatt, deren maximale Wirkleistungseinspeisung Anlagenbetreiber am Verknüpfungspunkt mit dem Netz dauerhaft auf 0 Prozent der in-stallierten Leistung begrenzen.“\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 4 von 8\r\n3 Kosten konventioneller Steuerung – Übergangstechnik\r\nDie vorübergehende Verzögerung der Steuerung durch den Netzbetreiber über das Smart-Me-ter-Gateway soll auch aus Akzeptanzgründen nicht zu deutlich höheren Kosten für den be-troffenen Anschlussnutzer führen. Handelt es sich um eine Steuerung am Netzanschluss, sol-len die für den Übergangszeitraum durch die konventionelle Steuerung entstehenden Kosten die Kosten für die Steuerung über das intelligente Messsystem nicht übersteigen. Einer Rege-lung bedarf es nicht für Anlagen, die bereits mit einem iMS und einer Steuerungseinrichtung ausgestattet sind, aber noch nicht darüber gesteuert werden können. Für diese Anlagen trifft § 9 Abs. 2a EEG bereits eine Regelung.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 9 Abs. 2a EEG soll wie folgt ergänzt werden:\r\n„(2a) Nach dem Einbau von intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen nach § 29 Absatz 1 Nummer 2 des Messstellenbetriebsgesetzes hat der Netzbetreiber dem Anlagenbetreiber bis zu einer nach Absatz 2 Satz 1 erfolgreich durchgeführten Tes-tung zum Ausgleich der entstehenden Aufwendungen für den Weiterbetrieb von techni-schen Einrichtungen nach Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 und 2 ab dem 1. Januar 2028 für jedes angefangene Jahr einen Betrag von 100 Euro brutto zu zahlen. Die Zahlungs-pflicht entfällt, wenn der Netzbetreiber eine erfolglose Testung nach Satz 1 nicht zu ver-treten hat. Hat der grundzuständige Messstellenbetreiber nach § 29 Messstellenbe-triebsgesetz zwar ein intelligentes Messsystem, aber noch keine Steuerungseinrich-tungen eingebaut und erfolgt die Steuerung über eine konventionelle Steuerungsein-richtung im Sinne von Absatz 2, gelten für die Höhe des Entgelts des Netzbetreibers für die Steuerung am Netzanschluss § 30 Absatz 2 Nummer 2 und für die Steuerung der Anlage als Zusatzleistung nach § 34 Absatz 2 Nummer 7 und 8 die Vorgaben zum angemessenen Entgelt nach § 35 Messstellenbetriebsgesetz entsprechend.“\r\n4 Steuerungsreferenz in EEG und EnWG\r\nIn § 13a Abs. 1 EnWG und § 9 EEG 2023 sind jeweils unterschiedliche Formulierungen zur Steuerungsreferenz von Anlagen enthalten: Während § 13a Abs. 1 EnWG auf die Steuerung der „Wirkleistungserzeugung“ abstellt, besteht in § 9 EEG 2023 die Vorgabe, dass technische Einrichtungen zur „ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung“ vorzuhalten sind. In der bisherigen Auslegung von § 9 EEG 2023 dominierte die Auffassung, dass es sich beim Ort der Regelung um den Netzverknüpfungspunkt handele und damit insbesondere Eigenerzeu-gungsmodelle unberührt bleiben. Diese Auslegung greift die europäische Privilegierung für Ei-generzeugungskonzepte im Redispatch auf (vgl. § 13 Abs. 6 lit. c Strombinnenmarktverord-nung). Andererseits hat sich der Gesetzgeber in § 13a EnWG ausdrücklich für eine Anpassung der Erzeugungsleistung entschieden, da der hierdurch bedingte Netzbezug zur Deckung des Eigenbedarfs einen größeren Effekt auf den Engpass verspricht.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 5 von 8\r\nZugleich werden im Zuge der perspektivisch auszurollenden Kommunikations- und Steue-rungstechnik über intelligente Messsysteme (nicht zuletzt im Zuge der Regelungen nach § 14a EnWG) Anlagen unterhalb der Grenze von 100 kW zunehmend durch den Netzbetreiber fernsteuerbar und damit für den Redispatch 2.0 relevant. Nach dem novellierten MsBG er-folgt die Ausstattung mit intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen als Pflichteinbaufall allerdings nur am Netzanschlusspunkt, die Steuerung direkt an der Anlage muss der Kunde als Zusatzleistung bestellen. Da die einschlägigen Festlegungen der Bundes-netzagentur (BNetzA) Datenmeldungen, z.B. über den prognostizierten Eigenbedarf nur für Anlagen ab 100 kW vorsehen und der Netzbetreiber nach § 13a Abs. 1 EnWG die Wirkleis-tungserzeugung steuern muss, besteht für den Netzbetreiber hier keine Möglichkeit, den Ei-genverbrauch der Anlage nachrangig zu berücksichtigen. Er verfügt weder über die Informa-tion eines Eigenverbrauchs noch über die rechtliche Möglichkeit, den Redispatch auf die Ein-speisung zu begrenzen.\r\nUm beide Sachverhalte zu adressieren, ist eine Anpassung der gesetzlichen Formulierungen notwendig, die sowohl die Privilegierung des Eigenverbrauchs für alle Anlagengrößen ermögli-chen und gleichzeitig die bestehenden Diskrepanzen in den gesetzlichen Vorgaben auflöst. Hierzu schlägt der BDEW folgendes Lösungsmodell vor:\r\n›\r\nBei Anlagen bis zu einer Größe von unter 100 kW sollte es künftig möglich sein, dass das Steuerungssignal auf die netzwirksame Einspeisung referenziert. Über diesen Weg kann der Netzbetreiber den (nicht eingespeisten) Eigenverbrauch im Rahmen des Redispatch 2.0 unberührt lassen. Alternativ wäre eine Eigenbedarfsmeldung auch für Anlagen unterhalb 100 kW eine Lösungsoption, die jedoch mit Blick auf die technischen Aufwände auf Seiten des Anlagenbetreibers nicht sachgerecht erscheint. Es sollte dem Anlagenbetreiber freige-stellt sein, ob er eine Einspeisereferenzierung wünscht und die damit verbundenen not-wendigen steuerungstechnischen Voraussetzungen schafft, wie jetzt im Pflichteinbaufall nach § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG vorgesehen, um so den Eigenverbrauch unangetastet zu las-sen. Wenn das nicht gewünscht ist, kann das Steuerungssignal auch (weiterhin) auf die Er-zeugungsleistung referenzieren. Ob anlagenseitig das Signal als Sollwert für die Einspeisung oder die Erzeugung interpretiert wird, liegt dann im Verantwortungs- und Aufgabenbereich des Anlagenbetreibers bzw. Kunden. Wird der Sollwert als Erzeugungssollwert interpretiert, so liegt ein daraus resultierender Eingriff in den Eigenbedarf nicht in der Verantwortung des Netzbetreibers. Die zweite Variante kann insbesondere in Gebäudestromkonstellatio-nen sinnvoll sein, die das virtuelle Summenzählermodell nutzen (§ 20 Abs. 1d Satz 3 EnWG). Wird die „Ist-Einspeisung“ an der Anlage selbst abgerufen und die ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung auch dort realisiert, kann auf eine kostspielige Sammel-schienen-Messung am Netzverknüpfungspunkt verzichtet werden. In diesen Fällen würde der Anlagenbetreiber auf sein Eigenverbrauchsprivileg verzichten. In diesem Fall sollte kein Anspruch auf zusätzliche Aufwendungen (Strombezug) möglich sein. Der Anlagenbetreiber sollte die Art der Umsetzung (Erzeugungs- oder Einspeisereferenz) dem Netzbetreiber mit-teilen.\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 6 von 8\r\n›\r\nBei Neuanlagen ab einer Größe von 100 kW sollte die Steuerungsmöglichkeit in EnWG und EEG künftig auf die Wirkleistungserzeugung referenzieren. In diesem Fall kann der Ei-genverbrauch über die Datenmeldung an den Netzbetreiber übermittelt und dort bei der Maßnahmendimensionierung berücksichtigt werden. Die Einrichtung der entsprechenden Kommunikationstechnik ist bei Anlagen dieser Größenklasse zumutbar und auch bereits rechtliche und gelebte Praxis. Eine Steuerungsreferenz auf die Einspeisung sollte bei Anla-gen dieser Größenklasse nicht eingeführt werden, da ansonsten erhebliche und benötigte Redispatch-Potenziale wegfallen würden. Hieraus würden sich Risiken für die Systemsicher-heit ergeben. Ausgenommen sind Konstellationen von überbauten Netzanschlüssen – auch bekannt als P AV,E -Regelung. In diesen Fällen ist eine Referenzierung auf die Einspeisung der hinter dem Netzanschlusspunkt angeschlossenen Kundenanlagen (insbesondere bei Kombination mit flexiblen Lasten) möglich und eröffnet für Anlagenbetreiber Möglichkei-ten der Optimierung der Betriebsweise der einzelnen Anlagen. Sofern die Methodik aus der Ausfallarbeitsberechnung entsprechend Anlage 1, BK6-20-059 beibehalten werden soll, ist für die Ermittlung der Ausfallarbeit neben dem Einspeise-Lastgang eine dezidierte Messung der einzelnen Erzeugungsanlagen erforderlich.\r\nDie Differenzierung der Steuerungsreferenz anhand der Anlagengröße würde die notwendige Harmonisierung zwischen EEG und EnWG schaffen und den Eigenbedarf aller Anlagen nach-rangig berücksichtigbar machen, ohne bestehende Redispatch-Potenziale einzuschränken.\r\nIm Zuge einer gewünschten Umstellung müssten zunächst die technischen Voraussetzungen für die Steuerung der Einspeisung bei den relevanten Anlagen geschaffen werden: Die meis-ten Betreiber messen derzeit, im Regelfall, die Erzeugung an den Anlagen selbst und nicht am Netzverknüpfungspunkt. Da zwischen diesen Punkten größere Distanzen bestehen können, ist ein Umbau nicht ohne größeren Aufwand zu bewerkstelligen. Daher fordert der BDEW für Be-standsanlagen keine entsprechenden Umrüstungen oder Umstellungen aufgrund von § 9 EEG 2023, die bei Ausstattung im Rahmen des Pflicht-Steuerungsrollouts nach § 29 Abs. 1 Nr. 2 MsbG mit intelligenten Messsystemen und Steuerungseinrichtungen am Netzanschlusspunkt aber ohnehin erfüllt würden.\r\nBei Neuanlagen kann eine entsprechende Erfassung und Kommunikation schneller umgesetzt werden, ist aber auch hier mit zusätzlichem Aufwand verbunden. Vor diesem Hintergrund ist bei der Einführung eine ausreichende Übergangsfrist zur Umstellung der notwendigen Technik erforderlich. Entsprechende Änderungen sollten daher erst zum 1. Januar 2027 in Kraft treten. Die für den Umbau entstehenden Kosten sind vom Betreiber der Anlage zu tragen.\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW die folgenden Gesetzesanpassungen vor:\r\nBDEW-Vorschlag für einen § 9 Abs. 2b EEG 2023:\r\n„Die Abrufung der Ist-Einspeisung sowie die ferngesteuerte Regelung oder Reduzierung der Einspeiseleistung nach den Absätzen 1, 1a und 2 bezieht sich für Anlagen ab 100 kW auf die Wirkleistungserzeugung. Betreiber von Anlagen unter 100 kW erfüllen die Vorga-ben der Absätze 1, 1a und 2 am Netzverknüpfungspunkt; sie können wählen, ob sie\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 7 von 8\r\nabweichend davon die Vorgaben an der Wirkleistungserzeugung erfüllen wollen und tei-len ihre Wahl dem Netzbetreiber vor Installation der technischen Einrichtungen mit.“\r\n5 Technische Einrichtungen für die marktorientierte Steuerung: Bestandsanlagen\r\nIm Kontext der Änderungen in § 19 Abs. 2 MsbG sollten auch für Bestandsanlagen die geän-derten Rahmenbedingungen für die marktorientierte Steuerung nach § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) gelten.\r\nMit der „kleinen Energierechtsnovelle“ ist § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) so geändert worden, dass die Sicht- und Steuerbarkeit durch den Direktvermarkter erst ab dem 1. Januar 2028 und ab Einbau eines intelligenten Messsystems über das Smart-Meter-Gateway erfüllt werden muss. Bis dahin müssen Anlagenbetreiber Übertragungstechniken und Übertragungswege zur Abrufung der Ist-Einspeisung und zur ferngesteuerten Regelung der Einspeiseleistung verwen-den, die dem Stand der Technik bei Inbetriebnahme der Anlage entsprechen und wirtschaft-lich vertretbar sind. Allerdings gilt diese Änderung nicht ausdrücklich für Bestandsanlagen, an-ders als die Änderungen in § 10b Abs. 1 EEG 2023 (vgl. §§ 100 Abs. 1, Abs. 1a Nr. 1 EEG 2023).\r\nDies hätte allerdings zur Folge, dass bei Einbau eines iMS sofort die Steuerung darüber mög-lich sein müsste – anders als für Neuanlagen, die nach § 10b Abs. 2 EEG 2023 (neu) noch eine Übergangsfrist bis 2028 erhalten. Für die Direktvermarktung ist allerdings in jedem Fall eine viertelstündliche Messung und Bilanzierung erforderlich (§ 21b Abs. 3 EEG 2023), so dass der Einbau von iMS hierfür eine kostengünstige Alternative zu herkömmlicher Messtechnik wäre.\r\nDer Gesetzgeber dürfte die Angleichung für Bestandsanlagen übersehen oder den weiteren Einbau außerhalb der Pflichteinbaufälle unterschätzt haben. Auch von Direktvermarktern von Bestandsanlagen kann jedoch nichts Unmögliches verlangt werden.\r\nBDEW-Vorschlag:\r\n§ 100 Abs. 1a Nr. 1 EEG 2023 sollte daher wie folgt ergänzt und damit klargestellt werden:\r\n(1a) Für Strom aus Anlagen nach Absatz 1 gilt abweichend von Absatz 1, dass\r\n1. § 10b Absatz 1 und Absatz 2 dieses Gesetzes anstelle von § 10b Absatz 1 und Absatz 2 Satz 1 bis 4 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes in der am 31. Dezem-ber 2022 geltenden Fassung anzuwenden ist,\r\nDer BDEW weist in diesem Zusammenhang darauf hin, dass für Netzbetreiber und Direktver-markter durch die Änderungen des Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Vermeidung temporärer Erzeugungsüberschüsse deutlich erhöhte Anforderungen an die tat-sächliche Steuerbarkeit und deren Nachprüfbarkeit gestellt wurden. Der BDEW hatte diese Maßnahmen ausdrücklich begrüßt. Perspektivisch sollten jedoch die Verstöße gegen die Anla-gensteuerbarkeit durch den Direktvermarkter hinsichtlich der Sanktionssystematik über § 52\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 8 von 8\r\nEEG 2023 (finanzielle Sanktion), § 52a EEG 2023 (Netztrennung) sowie die Meldepflicht des Direktvermarkters nach § 10b Abs. 6 EEG 2023 auf ihre Praxistauglichkeit und Effektivität überprüft werden. Es gilt effiziente und bürokratiearme Verfahren zu finden. Während für Verstöße gegen § 9 EEG 2023 der Steuerbarkeitscheck gem. § 12 Abs. 2a ff. EnWG Anwendung findet, könnte für die effektive Überprüfung der Installation und Funktionstüchtigkeit der technischen Einrichtungen für die marktorientierte Steuerung ein Stichprobenverfahren von einer zentralen Rolle durchgeführt werden (nicht: Anschlussnetzbetreiber). Bei Verstößen würde die Sanktion des § 52 Abs. 1 Nr. 4 EEG 2023 Anwendung finden."},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010850","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Ausgestaltung der Ladeinfrastruktur im Sinne des EnWG ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b4/57/330871/Stellungnahme-Gutachten-SG2407040008.pdf","pdfPageCount":13,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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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 von 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":"Vorschläge zum Bürokratieabbau in der Energie- und Wasserwirtschaft","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":"Vorschläge zum Bürokratieabbau in der Energie- und Wasserwirtschaft","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. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-01-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0010927","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zum Bürokratieabbau in der Energie- und Wasserwirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/13/94/643008/Stellungnahme-Gutachten-SG2511240007.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 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, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder 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\nBerlin, 12. November 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nVorschläge zum Bürokratieabbau in der Energie- und Wasserwirtschaft\r\nVersion 1.0\r\nSeite 2 von 12\r\nInhalt\r\n1 Hintergrund ....................................................................................................... 3\r\n2 Abbau von Berichts- und Informationspflichten ................................................. 4\r\n2.1 Jährliche Vereinfachung des Monitorings ...................................................... 4\r\n2.2 Vereinfachungen im Bereich Biogas, insbesondere der Nachhaltigkeitszertifizierung .......................................................................... 4\r\n2.3 Vereinfachung und Verschlankung der Stromkennzeichnung ....................... 5\r\n2.4 Streichung der Pflicht zur öffentlichen Bekanntgabe bei Änderung der technischen Anschlussbedingungen .............................................................. 6\r\n3 Weitere Entlastungsvorschläge .......................................................................... 6\r\n3.1 Probabilistik bei der artenschutzrechtlichen Signifikanzbewertung .............. 6\r\n3.2 Pflichtverstöße/Strafzahlungen im EEG ......................................................... 7\r\n3.3 Im EnWG anpassen: BImSchV als Anzeigeerfordernis ................................... 7\r\n3.4 Vollständige Digitalisierung der Beteiligung im Bauleitplanverfahren .......... 8\r\n3.5 Sonderregelung Marktintegrationslagen (MIM-Anlagen).............................. 8\r\n3.6 Ausfallvergütung für Anlagen > 100 kW ......................................................... 9\r\n3.7 Berechnung des anzulegenden Wertes für Windenergieanlagen an Land .... 9\r\n3.8 Zahlungsbestimmungen für Solaranlagen gem. EEG ................................... 10\r\n3.9 Beschleunigung der Genehmigungsverfahren für wasserwirtschaftliche Vorhaben ...................................................................................................... 11\r\n3.10 Ermessensentscheidungen im Wasserrecht ................................................ 11\r\n3.11 Ausnahmeregelungen bei Gefährdung der Trinkwasserversorgung ........... 12\r\n3.12 Wasserinfrastrukturvorhaben in § 48 Abs. 1 VwGO .................................... 12\r\nSeite 3 von 12\r\n1 Hintergrund\r\nDie Energiewende ist das größte Transformationsprojekt in der Geschichte der Energiewirt-schaft. Eine erfolgreiche Energiewende ist eng mit Energiesouveränität, wirtschaftlicher Ent-wicklung und nicht zuletzt dem Klimaschutz verbunden. Gleichzeitig ist die Energiewirtschaft stark überproportional von bürokratischen Belastungen betroffen: Von den rund 10.600 be-stehenden Informationspflichten entfallen 1.059, also 10 Prozent allein auf die Energiewirt-schaft. Über 15.000 Einzelnormen muss die Energiewirtschaft im Tagesgeschäft beachten. Jährlich entstehen so fast 1,5 Mrd. Euro Bürokratiekosten für die Unternehmen. Während der Bürokratiekostenindex für die Gesamtwirtschaft in etwa gleichgeblieben ist, ist er für die Ener-giewirtschaft seit 2021 um rund 30 Prozent gestiegen.\r\nEbenso wie die Energiewirtschaft ist die Wasserwirtschaft von bürokratischen Belastungen be-troffen, während sie sich gleichzeitig wachsenden Herausforderungen gegenübersieht. Jähr-lich muss die Wasserwirtschaft etwa 9,9 Millionen Stunden aufwenden, um allen Normen und Vorschriften zu genügen. Jedes Jahr fällt ein Erfüllungsaufwand von über 2 Mrd. Euro an.\r\nDie kontinuierliche Erweiterung von Gesetzen, Verordnungen und Festlegungen für die Ener-gie- und Wasserwirtschaft auf Bundes- und Landesebene und durch Behörden beanspruchen in den Unternehmen und bei zuständigen Behörden unnötig personelle und finanzielle Res-sourcen. Es muss unbedingt vermieden werden, knappe Ressourcen in verzichtbaren Prozes-sen zu binden (siehe auch Faktenbroschüre des BDEW). Auch die Vielzahl von Informations- und Meldepflichten – zum Teil mehrfach und ohne zentrale Koordination abgefragt – stellen eine hohe und unnötige Belastung für die Unternehmen dar. Unbürokratische, planbare und verlässliche gesetzliche Rahmenbedingungen sind jedoch eine Gelingensbedingung für eine effiziente Transformation, wie u.a. die diesjährige Stadtwerkestudie von BDEW und EY zeigt.\r\nNeben grundsätzlichen Ansätzen zur Bürokratievermeidung, wie dem Once-Only-Prinzip (siehe hierzu Diskussionspapier des BDEW), 1:1-Umsetzungen von EU-Vorgaben und dem One-In-One-Out-Ansatz muss der direkte Abbau von Bürokratie mit langem Atem und viel Sorgfalt vo-rangetrieben werden. Es gilt, Bürokratie im Kleinen wie im Großen abzubauen. Eine „silver bullet“ des Bürokratieabbaus gibt es nicht.\r\nMit der Modernisierungsagenda will die Bundesregierung entscheidende Schritte für moder-nere Prozesse und weniger Bürokratie gehen. Mit diesem Positionspapier macht der BDEW diesbezüglich zahlreiche konkrete Vorschläge. Allein der Umfang zeigt: ein eigenes Bürokra-tierückbaugesetz für die Energie- und Wasserwirtschaft ist nötig und sinnvoll. Der BDEW wird dieses Dokument laufend überarbeiten und weitere Vorschläge sowohl in dieses Doku-ment als auch in laufende Gesetzgebungsverfahren einbringen.\r\nSeite 4 von 12\r\n2 Abbau von Berichts- und Informationspflichten\r\n2.1 Jährliche Vereinfachung des Monitorings\r\nBetroffene Norm: §§ 35 und 63 Abs. 3 EnWG (Monitoringbericht),\r\nProblembeschreibung: Der hohe Umfang der Erhebungen zum jährlichen Monitoringbericht der BNetzA und des Bundeskartellamtes gemäß §§ 35 und 63 Abs. 3 EnWG für alle Unterneh-men und Wertschöpfungsstufen der Strom- und Gaswirtschaft erfordert für die Unternehmen einen extrem hohen Aufwand. Die vorgesehenen Fragebögen beinhalten eine Vielzahl von Er-hebungsmerkmalen, deren Ermittlung in den Energieversorgungsunternehmen immer mehr Ressourcen bindet und hohe Kosten verursacht. Der Umfang der Fragebögen und analog die Belastung der Unternehmen ist dabei seit Einführung der Monitoringberichte im Jahr 2006 stetig gewachsen- häufig ohne erkennbaren Mehrwert.\r\nVerbesserungsvorschlag/Forderung: Für den Monitoringbericht 2024 wurde bereits ein redu-zierter Fragenkatalog verwendet. Von den rund 550 Fragen/Fragenkomplexen wurde im Rah-men der damaligen Erhebung rund ein Drittel gestrichen. Der BDEW sieht allerdings weiteres Potential zur Verschlankung für die Erhebungen in den nächsten Jahren.\r\nWeitere signifikante Reduzierung des Fragenkatalogs des Monitoringberichts der BNetzA und des Bundeskartellamtes ist notwendig.\r\n2.2 Vereinfachungen im Bereich Biogas, insbesondere der Nachhaltigkeitszertifizierung\r\nBetroffene Normen: u. a. Betroffene §§: EEG z. B. zum Einsatzstofftagebuch, § 27 EEG 2012, RED II, Art. 29 BioSt-NachV, BioKraft-NachV, EEG 20xx und EEG 2021/2023, § 90 EEG, BEHG, § 7 EBeV 2030, MRR EU ETS, EEG § 44 b, BImSchG, 38.BImSchV Durchführungsverordnung (EU) 2022/996, RED II, Art. 30 (Anrechenbarkeit auf EE-Ziele der MS), RED II, Art. 19 (GO/HKN) -> HkNRG (zukünftig), RED II, Art. 29, EU-Taxonomie (freiwillig), GHG-Protokoll (freiwillig)\r\nBelastung: Biomethananlagen müssen aktuell in zu vielen Registern parallel registriert wer-den, v. a.:\r\n›\r\nMarktstammdatenregister der BNetzA,\r\n›\r\nNationales Emissionshandelsregister (nEHS-Register),\r\n›\r\nNaBiSy der BLE,\r\n›\r\nHerkunftsnachweisregister des UBA,\r\n›\r\nMassenbilanzsystem, z. B. Dena-Biogasregister.\r\nSeite 5 von 12\r\nDies führt zu einem unnötigen Verwaltungsaufwand und widerspricht auch dem Zweck des Marktstammdatenregisters, ein „one-stop-shop“-Register zu sein (Zielstellung des Wirt-schaftsministeriums bereits vor einigen Jahren).\r\nVerbesserungsvorschlag: Vereinheitlichung der Nachweisführung (Massenbilanz inkl. Eigen-schaften wie Nachhaltigkeitsnachweis und THG-Minderung) von Biomasseproduktion über die Biogas-/Biomethanproduktion bis hin zu Handel und Konversionsanlagemittels eines sekto-rübergreifenden Registers für Biogas/Biomethan oder Erneuerbare oder Einführung eines au-tomatisierten Datenabgleichs.\r\n2.3 Vereinfachung und Verschlankung der Stromkennzeichnung\r\nBetroffene Norm: § 42 EnWG i.V.m § 42a EnWG und §§ 79, 79a EEG)\r\nBelastung: Eine Reduzierung der Stromkennzeichnung auf das notwendige Maß führt zu einer fokussierten und damit einhergehenden Erhöhung des Verständnisses für Letztverbraucher und Reduzierung des bürokratischen Aufwandes für Energielieferanten. Darüber hinaus gibt es Restriktionen hinsichtlich der Zulässigkeit der Entwertung von Herkunftsnachweisen durch Marktteilnehmer, welche in bürokratischem Mehraufwand und finanziellen Zusatzbelastun-gen resultieren\r\nVerbesserungsvorschläge:\r\nFokussierung der Stromkennzeichnung durch alleinige Ausweisung des individuellen Produkt-/Kundenmix für aus dem Netz bezogene Energiemengen und einer Bundesdeutschen Ver-gleichsgröße (Anpassung § 42 Abs. 1, 3, 3a EnWG).\r\nEntfall der nicht notwendigen und verwirrenden Ausweisung des Unternehmensmix und ver-bleibenden Energieträgermix (Anpassung § 42 Abs. 1, 3, 3a EnWG).\r\nEntfall der wenig verständlichen und stark erklärungsbedürftigen regionalen Grünstromkenn-zeichnung (Anpassung § 42 Abs. 5 EnWG) und der Mieterstromausweisung (Anpassung: § 42a Abs. 5 EnWG) in Anlehnung an die Regelungen der Gemeinschaftlichen Gebäudestromversor-gung (§ 42b Abs. 4 Nr. 1 EnWG).\r\nAusweisungsmöglichkeit der Stromkennzeichnung in digitaler Form (z.B. über QR-Code-Ver-weis) statt verpflichtenden Abdruckes in den Rechnungen und Werbematerial (Anpassung § 42 Abs. 1 EnWG).\r\nEntfall der Berücksichtigung von Strom aus erneuerbaren Energien als Anteil des berechneten Energieträgermixes nach Maßgabe des § 42 Abs. 4 EnWG (Streichung § 42 Abs. 5 Nr. 3 EnWG).\r\nSeite 6 von 12\r\nZulässigkeit der Entwertung von Herkunftsnachweisen bzw. Etablierung eines direkten Ent-wertungsrecht für Marktteilnehmer für die Belieferungen von Netzverlustenergie und für die Eigenversorgung/Selbstbeschaffung von Energiemengen (u.a. direkter Börsenbezug).\r\nFokussierung der Stromkennzeichnung rein auf die Vorgaben der Strombinnenmarkt-Richtli-nie und RED II/III.\r\n2.4 Streichung der Pflicht zur öffentlichen Bekanntgabe bei Änderung der technischen An-schlussbedingungen\r\nBetroffene Norm: § 4 Abs. 4, § 20 NAV\r\nBelastung: Netzbetreiber sind nach der Niederspannungsanschlussverordnung (NAV) ver-pflichtet, bei Änderungen ihrer Technischen Anschlussbedingungen (TAB) zuvor eine „öffentli-che Bekanntgabe“ ebendieser Änderungen durch eine Mitteilung in der regionalen Tages-presse durchzuführen. Gerade in größeren Netzgebieten führt dies aufgrund der Vielzahl regi-onaler Zeitungen zu einem erheblichen Aufwand und hohen Kosten. Durch den technischen Fortschritt gibt es zudem sehr viel öfter den Bedarf, dass Netzbetreiber in ihren TAB´s Ände-rungen vornehmen müssen.\r\nDir Veröffentlichung der Änderungen über die regionale Tagespresse ist nicht mehr zeitge-mäß. Zudem werden heute schon die TAB aller Netzbetreiber über die Internetplattform VNBdigital gemäß § 14e Abs. 2a EnWG verlinkt. Hier können Interessierte also unkompliziert, zentriert und schnell zu den TAB der jeweiligen Netzbetreiber gelangen.\r\nVerbesserungsvorschlag: Streichung der Pflicht zur „öffentlichen Bekanntgabe“ nach § 4 Abs. 3 in Verbindung mit § 20 NAV als Voraussetzung für eine wirksame Änderung der TAB.\r\n3 Weitere Entlastungsvorschläge\r\n3.1 Probabilistik bei der artenschutzrechtlichen Signifikanzbewertung\r\nBetroffene Norm: § 45b Abs. 3 BNatSchG\r\nBelastung: Für die artenschutzrechtliche Signifikanzbewertung nach § 45b BNatSchG fehlt bis-her ein Bewertungsmaßstab. Der Umfang der Artenschutz-Gutachten umfasst i. d. R. fünf Ak-tenordner. Die sogenannte Habitatpotentialanalyse (HPA) soll zeitnah als Instrument zur Wi-derlegung des Tötungsrisikos eingeführt werden und neben die Raumnutzungsanalyse (RNA) gestellt werden. Während die RNA sehr zeitintensiv ist, ist die HPA ein kompliziertes Instru-ment mit zahlreichen unbestimmten Rechtsbegriffen.\r\nSeite 7 von 12\r\nVerbesserungsvorschlag: Einführung der Probabilistik als der HPA überlegenes Bewertungs-instrument: Die Einführung der probabilistischen Methode zur Bestimmung der Signifikanz kann die Bewertung erheblich vereinfachen und beschleunigen. Die Methode wird fortlaufend auf weitere Vogelarten ausgeweitet und setzt auf verlässliche Datenbasen und wissenschaftli-che Erkenntnisse. Anstatt auf langwierige verbalargumentative Gutachten zu setzen, wird das Verfahren so durch eine standardisierte Berechnung vereinfacht. Vor diesem Hintergrund sollte die Probabilistik bei Verfügbarkeit den Vorzug vor der HPA bei der Widerlegung des Tö-tungsrisikos erhalten und ebenso im BNatSchG verankert werden.\r\n3.2 Pflichtverstöße/Strafzahlungen im EEG\r\nBetroffene Norm: § 52 EEG 2023\r\nBelastung: Die durch das EEG 2023 eingefügte, gestufte Sanktionsmechanik des § 52 EEG 2023 führt zu signifikanter bürokratischer Belastung bei Netzbetreibern. Die Regelung führt zu er-heblichen Abwicklungsproblemen v.a. durch Sanktionierung mit kleinen Beträgen (weit unter dem Verwaltungsaufwand). Dies macht sich insbesondere an den Sanktionszahlungspflichten selbst für Kleinst-Anlagen mit Kleinst-Beträgen von 1,20 Euro/Kalendermonat bemerkbar. Au-ßerdem sieht die Regelung Korrekturabrechnungen für die Vergangenheit vor, weil sich nach-träglich die Sanktion geändert hat, ohne dass dies zeitlich limitiert ist. Zu besonders viel unnötigem Aufwand für alle Beteiligten führt die Sanktion bei nicht rechtzei-tiger Anmeldung zu einer Veräußerungsform (§ 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023). An deren Stelle sollte die alleinige Ablehnung über die Marktkommunikation bei fristgerechter Anmeldung treten. Im Übrigen hat für kleinere Anlagen hier bereits die Einführung der unentgeltlichen Ab-nahme und die automatische Zuordnung zu dieser Veräußerungsform bei Nichtmeldung für sinnvolle Lösungen geführt.\r\nVerbesserungsvorschlag: Streichung der nachträglichen Änderung von Sanktionen bzw. Be-grenzung auf das jeweils vorangegangene Kalenderjahr. Hier würde eine einheitliche Strafzah-lung bei Pflichtverstößen mit einer Abrechnung/Monat zu einer erheblichen Entlastung füh-ren. Es entstünden geringere Belastungen bei Netzbetreibern durch die Anwendung von § 52 EEG 2023 bei Forderungsermittlung und -durchsetzung. Streichung von § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023.\r\n3.3 Im EnWG anpassen: BImSchV als Anzeigeerfordernis\r\nBetroffene Normen: § 4 der 26. BImSchV, § 43ff EnWG\r\nBelastung: Die Prüfung der strengen Vorsorgeanforderungen des Minimierungsgebots für elektrische und magnetische Felder nach § 4 der 26. BImSchV (Verordnung über elektromag-netische Felder), nach denen „die von der jeweiligen Anlage ausgehenden elektrischen,\r\nSeite 8 von 12\r\nmagnetischen und elektromagnetischen Felder nach dem Stand der Technik unter Berücksich-tigung von Gegebenheiten im Einwirkungsbereich zu minimieren“ sind, erfordert in vielen Fäl-len viel Aufwand, ohne dass eine signifikante Minderung der Felder damit verbunden wäre.\r\nVerbesserungsvorschlag: Eine Klarstellung, dass bei einer Unterschreitung der geltenden Grenzwerte um die Hälfte den Vorsorgeanforderungen ausreichend Rechnung getragen wird und eine Minimierungsprüfung entfallen könnte, würde erhebliche Erleichterungen mit sich bringen. Daneben wäre es ebenfalls hilfreich, wenn eine gesetzliche Klarstellung erfolgen würde, dass auch im Rahmen des fachplanerischen Abwägungsgebots eine Feldstärke von der Hälfte des Grenzwerts nicht mehr abwägungserheblich wäre.\r\n3.4 Vollständige Digitalisierung der Beteiligung im Bauleitplanverfahren\r\nBetroffene Norm: § 3 BauGB\r\nBelastung: Die analoge Auslegung von Bauleitplänen (neben der digitalen Veröffentlichung) bringt zusätzliche (redundante) Belastungen mit sich.\r\nVerbesserungsvorschlag: Wegfall der obligatorischen analogen Auslegung und die Implemen-tierung des Grundsatzes der ausschließlichen digitalen Veröffentlichung in § 3 BauGB.\r\n3.5 Sonderregelung Marktintegrationslagen (MIM-Anlagen)\r\nBetroffene Norm: § 33 Abs. 4 EEG 2012\r\nBelastung: Aufgrund der Anforderungen in § 33 Abs. 4 EEG 2012 müssen Marktintegrationsla-gen (MIM-Anlagen), also grundsätzlich Aufdach-Solarstromanlagen, die ab 1. April 2012 bis 31. Dezember 2013 in Betrieb genommen worden sind, eine separate Erzeugungsmessung für die entsprechenden MIM-Module haben. Zudem besteht eine Pflicht zum 10%igen Eigenver-brauch.\r\nVerbesserungsvorschlag: Streichung der Vorgabe einer separaten Erzeugungsmessung für entsprechende MIM-Module, um bei Erweiterungen keinen Aufwuchs mehr mit Messkonzep-ten in der Kaskade entstehen zu lassen (Generatorzähler wird nach aktuell geltendem EEG nicht mehr benötigt). Damit würde eine vereinfachte Messung (keine Kaskade), eine verein-fachte Abrechnung, eine vereinfachte Anlagenerweiterung und eine Minimierung von Kun-denbeschwerden erreicht werden. Zudem Streichung der gesetzlichen und entsprechend sanktionierten Pflicht eines 10%igen Eigenverbrauchs. Aufgrund aktueller Tendenzen werden diese Anlagen vorwiegend in Überschusseinspeisung betrieben werden. Entsprechende Rege-lungen waren im Regierungsentwurf des EnWG-Omnibus-Gesetzes bereits vorgesehen, das aber wegen Bruchs der letzten Regierungskoalition nicht weiterverfolgt worden ist. Der BDEW\r\nSeite 9 von 12\r\nerwartet daher, dass diese Regelungen in der anstehenden EEG-Novelle berücksichtigt wer-den.\r\n3.6 Ausfallvergütung für Anlagen > 100 kW\r\nBetroffene Norm: § 21 Abs. 1 Nr. 2 EEG\r\nBelastung: Die Ausfallvergütung kann bis zu einer Dauer von 3 aufeinanderfolgenden Kalen-dermonaten, max. aber 6 Kalendermonate pro Kalenderjahr, in Anspruch genommen werden. Die derzeitigen Regelungen zur Direktvermarktung zwingen Netzbetreiber zu sehr komplexen und zeitraubenden Prüf- und Umsetzungsprozessen. Insbesondere hervorzuheben sind fol-gende Punkte:\r\n›\r\nDie nachträgliche Korrektur der Bilanzkreiszuordnung der Stromeinspeisung einer Anlage in der Direktvermarktung, die sich nach der Inbetriebnahme als nicht förderfähig herausstellt, ist in den Marktprozessen nur zeitlich begrenzt vorgesehen und erfordert regelmäßig auf-wändige Einzelfallklärungen zwischen Netzbetreiber und Direktvermarkter.\r\n›\r\nBei der Ausfallvergütung ist die Überwachung der Fristen und Begrenzungen IT-technisch hochkomplex und in der Umsetzung aufwändig und fehleranfällig.\r\n›\r\nDie Frist zur Mitteilung des erstmaligen Einstiegs in eine Veräußerungsform und die zuge-hörige Zahlung bei Verstoß gegen diese Frist ist nicht praxisgerecht, da die Bilanzkreisan-meldung erst nach Zählereinbau möglich ist, welcher häufig erst kurz vor der Inbetrieb-nahme der Anlage erfolgt.\r\nVerbesserungsvorschlag: Die Ausfallvergütung sollte sich lediglich über eine bestimmte Maxi-malzahl von aufeinanderfolgenden Monaten erstrecken, die so zu bemessen ist, dass nach der allgemeinen Erfahrung ein Wiedereinstieg in die verpflichtende Direktvermarktung möglich ist. Regelungen zur Präzisierung der Vorgaben für die Ausfallvergütung waren im Regierungs-entwurf des EnWG-Omnibus-Gesetzes bereits vorgesehen, das aber wegen Bruchs der letzten Regierungskoalition nicht weiterverfolgt worden ist. Der BDEW erwartet daher, dass diese Re-gelungen in der anstehenden EEG-Novelle berücksichtigt werden.\r\n3.7 Berechnung des anzulegenden Wertes für Windenergieanlagen an Land\r\nBetroffene Norm: § 36h Abs. 1 i. V. m. § 36j EEG\r\nBelastung: Der Netzbetreiber ist verpflichtet, den anzulegenden Wert auf Grundlage des Zu-schlagswerts und des Korrekturfaktors des Gütefaktors auf Basis eines vom Anlagenbetreiber vorzulegenden Gutachtens zu berechnen. Der anzulegende Wert muss nach 5, 10 und 15 Jah-ren überprüft und ggf. auch rückwirkend angepasst werden. Zu viel oder zu wenig geleistete\r\nSeite 10 von 12\r\nZahlungen oberhalb einer Bagatellgrenze müssen ausgeglichen werden. Rückzahlungsansprü-che des Netzbetreibers müssen verzinst werden.\r\nEs ist nicht nachvollziehbar, warum die Berechnung durch den Netzbetreiber erfolgen soll, zu-mal der Gütefaktor nach § 36h Abs. 3, 4 EEG durch ein vom Anlagenbetreiber zu beauftragen-des Gutachten nachgewiesen werden muss. Die Erstellung eines solchen Gutachtens ist für die Validität der Berechnung ausreichend. Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass durch die mögli-chen Zusatzgebote nach § 36j EEG die Komplexität der Berechnung weiter zunimmt. Im Kon-text mit der vorgesehenen regelmäßigen Überprüfung nach § 36h Abs. 2 EEG entsteht dem Netzbetreiber ein unnötig hoher Zusatzaufwand und das Risiko, den anzulegenden Wert falsch zu berechnen. Die Berechnung des anzulegenden Werts sollte daher Bestandteil des Gutach-tens zum Nachweis des Gütefaktors sein.\r\nVerbesserungsvorschlag: Bezüglich der rückwirkenden Abrechnungskorrekturen im Zuge der turnusmäßigen Überprüfung sollte zumindest gesetzlich klargestellt werden, dass die ggf. er-forderlichen Ausgleichszahlungen nicht als nachträgliche Korrekturen für die vorangegange-nen Kalenderjahre im Sinne von § 20 EnFG zu behandeln sind, sondern als zusätzliche Abrech-nung im Jahr der Überprüfung des anzulegenden Werts (d.h. keine Stornierung und Neuab-rechnung zurückliegender Abrechnungsjahre). Außerdem sollte auf die Verzinsung von Rück-forderungsansprüchen verzichtet werden.\r\n3.8 Zahlungsbestimmungen für Solaranlagen gem. EEG\r\nBetroffene Normen: §§ 38, 38h, 39 EEG\r\nBelastung: Die Förderung für Solaranlagen des ersten Segments darf nur ausgezahlt werden, wenn zusätzlich zum erteilten Ausschreibungszuschlag von der BNetzA eine Zahlungsberechti-gung ausgestellt wird. Der Anlagenbetreiber muss bei Gebotsabgabe für Solaranlagen des zweiten Segments einen Projektsicherungsbeitrag an die BNetzA bezahlen, der nach Zu-schlagserteilung von der BNetzA an den zuständigen Übertragungsnetzbetreiber überwiesen wird. Der Verteilnetzbetreiber muss nach Inbetriebnahme der Anlage den Projektsicherungs-beitrag dem Anlagenbetreiber auszahlen und kann sich diesen vom Übertragungsnetzbetrei-ber erstatten lassen.\r\nVerbesserungsvorschlag: Hinsichtlich der Zahlungsberechtigung für Solaranlagen des ersten Segments fordert der BDEW eine abschließende Prüfung der Sachlage durch die BNetzA und nicht durch den Netzbetreiber. Dies gilt insbesondere für die Vorlage einer baulichen Anlage, eines Bebauungsplans und eines Moorbodens. Auch das Verfahren für den Projektsicherungs-beitrag für Solaranlagen im zweiten Segment ist unnötig aufwändig ausgestaltet. Analog zu den bei anderen Ausschreibungssegmenten von den Anlagenbetreibern bei der BNetzA zu hin-terlegenden Sicherheitszahlungen sollte die BNetzA auch die Projektsicherungsbeiträge nach\r\nSeite 11 von 12\r\nInbetriebnahme der Anlage wieder unmittelbar dem Anlagenbetreiber erstatten. Hierfür hat der Anlagenbetreiber der BNetzA den Zeitpunkt und den Umfang der Realisierung entspre-chend nachzuweisen.\r\n3.9 Beschleunigung der Genehmigungsverfahren für wasserwirtschaftliche Vorhaben\r\nBetroffene Normen: §§ 8 ff. Wasserhaushaltsgesetz\r\nBelastung: Der Aufwand zur Erlangung langfristiger Gewässerbenutzungen und auch bei der Verlängerung von bestehenden Genehmigungen ist extrem hoch. Unter anderem muss der Bedarf nachgewiesen werden, der Einfluss auf den Wasserkörper dargestellt werden und Wechselwirkungen mit dem Naturschutz aufgezeigt werden. Die Genehmigungsprozesse dau-ern dabei bis zu zehn Jahre. Dabei müssen regelmäßig Aktualisierungen von Unterlagen vorge-nommen werden.\r\nVerbesserungsvorschlag: Durch eine konsequente Anwendung des bestehenden Vorrangs für die öffentliche Wasserversorgung und einer prima facie Betrachtung von bereits erteilten Ge-nehmigungen würde eine erhebliche Beschleunigung und Entlastung für Betreiber und Was-serbehörden eintreten. Eine erleichterte Prüfung der Genehmigungen und eine Reduzierung von nicht notwendigen Prüfpflichten (im Rahmen von UVP, FFH, WRRL etc.) würde Verfahren beschleunigen, Kostenersparnis herbeiführen und die Wasserbehörden entlasten. Sinnvoll wäre zudem eine Aufhebung der UVP-Pflicht für Wasserentnahmen < 25 Mio. m³/a. Auch eine pauschale Verlängerung aller Wasserrechte um 15 Jahre sowie die Umwandlung von Wasser-rechten zur Trinkwassergewinnung, die seit mehr als 50 Jahren bestehen, in unbefristete Was-serrechte würden erhebliche Vereinfachungen für die Unternehmen bedeuten. Auch in gro-ßen Verfahren könnte bei einem Vorrang für die öffentliche Trinkwasserversorgung der Abwä-gungsaufwand erheblich reduziert werden. Vor allem die Kosten für Rechts-, Boden- und Was-sergutachten würden entfallen oder seltener anfallen.\r\nWeiterhin sollte eine Genehmigungsfiktion in Verbindung mit klaren Fristen für die Genehmi-gungsbehörden eingeführt werden. Handelt die Behörde innerhalb der Frist nicht, sollte auf Antrag des Betreibers eine Genehmigungsfiktion genutzt werden können.\r\n3.10 Ermessensentscheidungen im Wasserrecht\r\nBetroffene Norm: WHG\r\nBelastung: Errichtung, Instandhaltung und der Betrieb von Wasserinfrastruktur (bspw. Ver-bundleitungen und Fernwasserleitungen) sind mit zu vielen unnötigen Aufwänden verbunden, die die Prozesse lähmen. Dabei wird mit Blick auf den Klimawandel, häufiger auftretende\r\nSeite 12 von 12\r\nDürren und weitere Herausforderungen eine im Bedarfsfall zügige Ertüchtigung der Infrastruk-tur notwendig. Dies wird auch im Rahmen der nationalen Wasserstrategie deutlich.\r\nVerbesserungsvorschlag: Aufnahme der Formulierung des „überragenden öffentlichen Inte-resses“ als ermessenslenkenden Grundsatz in das WHG (siehe auch oben). Dies würde auch im Rahmen der Errichtung, Instandhaltung und des Betriebs von Wasserinfrastruktur (vgl. der Re-gelung des § 2 EEG) zu erheblichen Erleichterungen führen. Zudem sollte für die Genehmigung eine Begrenzung der benötigten Unterlagen, klare Fristen für Behörden und eine Genehmi-gungsfiktion eingeführt werden, sollten die Fristen nicht gehalten werden.\r\n3.11 Ausnahmeregelungen bei Gefährdung der Trinkwasserversorgung\r\nBetroffene Norm: § 8 Abs. 2 WHG\r\nBelastung: Die Genehmigungsverfahren für Maßnahmen zur Abwehr von konkreten Gefahren für Wasserressourcen sind zu langwierig.\r\nVerbesserungsvorschlag: Erleichterungen für die Bewilligung zum Ergreifen von gefahrenab-wehrenden Maßnahmen im Verfahrensrecht und der Besitzeinweisung sind auch für das Was-serrecht wünschenswert (und gehen auch über die engen Voraussetzungen des § 8 Abs. 2 WHG hinaus). Die Unternehmen der Wasserwirtschaft müssen in die Lage versetzt werden, zügig eigene Abwehrmaßnahmen ergreifen zu können.\r\n3.12 Wasserinfrastrukturvorhaben in § 48 Abs. 1 VwGO\r\nBetroffene Norm: §§ 48, 87b, 80c VwGO\r\nBelastung: Ineffiziente gerichtliche Zuständigkeit sowie langwierige Gerichtsverfahren. Ein sig-nifikanter Anteil, insbesondere bei umfangreichen Verfahren, wird schlussendlich nach der Er-fahrung der Wasserwirtschaft am VGH/OVG abschließend verhandelt.\r\nVerbesserungsvorschlag: Erweiterung des Katalogs des § 48 Abs. 1 VwGO und damit Sicher-stellung der erstinstanzlichen Zuständigkeit des VGH/OVG statt des VG. Die Expertise der Fachsenate am VGH/OVG führen zu höherer Fachlichkeit und Zeitersparnis in Verfahren.\r\nDurch Aufnahme wasserrechtlicher Verfahren in den Katalog des § 48 VwGO würden sich wei-tere positive Effekte der VwGO-Novelle entfalten: Erleichterungen bei Eilverfahren (§ 80c VwGO) sowie Verfahrensbeschleunigung im Beweisrecht (§ 87b VwGO)."},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011131","regulatoryProjectTitle":"Einschätzung und Verbesserungsvorschläge zur Wachstumsinitiative - neue wirtschaftliche Dynamik für Deutschland - Haushalt 2025","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/49/3e/336346/Stellungnahme-Gutachten-SG2407180025.pdf","pdfPageCount":34,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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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. 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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. 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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. 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[…]“\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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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, 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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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 6\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBSW-Bundesverband\r\nSolarwirtschaft e.V.\r\nEUREF-Campus 16\r\n10829 Berlin\r\nwww.solarwirtschaft.de\r\nVKU Verband kommunaler\r\nUnternehmen e. V.\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nwww.vku.de\r\nZentralverband der Deutschen\r\nElektro-und\r\nInformationstechnischen\r\nHandwerke (ZVEH)\r\nLilienthalallee 4\r\n60487 Frankfurt am Main\r\nwww.zveh.de\r\nGemeinsame Verbändeinitiative:\r\nZusatzbelastungen für Energiewende\r\nvermeiden - Kopplung der Fernsteuerbarkeit von\r\nEEG-Anlagen (§ 9 EEG) an steuerbare\r\nVerbrauchseinrichtungen (§ 14a EnWG) eingrenzen\r\nBerlin, 8. Mai 2024\r\nSeite 2 von 6\r\n1 Zusammenfassung\r\nSämtliche PV-Anlagen müssen bei Einbau eines intelligenten Messsystems\r\nnach § 9 Abs. 1 EEG 2023 und den geltenden Übergangsbestimmungen\r\nsicht- und fernsteuerbar sein, sofern hinter demselben Netzanschluss eine\r\nsteuerbare Verbrauchseinrichtung (SteuVE wie Batteriespeicher, Wärmepumpe 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":"Vorschläge zur nationalen 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. 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":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-06-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011493","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zum 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. 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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, 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, 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. 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":[],"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, 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":"Änderungshinweise zum 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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Laut Koalitionsvertrag von CDU, CSU und SPD ist hiermit „eine Weichen-stellung für eine langfristige, positive wirtschaftliche und gesellschaftliche Entwicklung Deutschlands“ verbunden. Von den insgesamt 500 Mrd. Euro stehen 100 Mrd. Euro den Län-dern zur Verfügung, weitere 100 Mrd. Euro des Sondervermögens sollen schrittweise dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) zugeführt werden. Dieser soll „auf die zentralen Her-ausforderungen auf dem Weg zur Klimaneutralität“ konzentriert werden. Der Bundeshaushalt 2025 kann in Verbindung mit den zusätzlichen Mitteln des zu errichtenden Sondervermögens Infrastruktur einen wesentlichen Beitrag zu mehr Planungssicherheit für die anstehenden In-vestitionen in die Energiewende leisten. Zugleich sind bisher zahlreiche Fragen zur Mittelver-wendung und Finanzierung unbeantwortet, die im parlamentarischen Verfahren durch den Haushaltsgesetzgeber dringend zu klären sind. Zudem wurde eine Ausnahme von der Schul-denbremse mit der Grundgesetzänderung verabschiedet. Verteidigungsausgaben, die Ausga-ben des Bundes für den Zivil- und Bevölkerungsschutz sowie für die Nachrichtendienste, für den Schutz der informationstechnischen Systeme und für die Hilfe für völkerrechtswidrig an-gegriffene Staaten sind künftig ab einer Höhe von einem Prozent des nominalen Bruttoin-landsprodukts von der Schuldenregel ausgenommen.\r\nGrundsätzlich muss für die Ausgabenplanung, insbesondere im KTF gelten: investiv vor kon-sumtiv. Die im Koalitionsvertrag beabsichtigte Fokussierung des KTF auf Maßnahmen zur Ziel-erreichung der Klimaneutralität muss zur Folge haben, dass konsumtive Ausgaben und auch notwendige Maßnahmen zur Entlastung der Verbraucher aus dem Kernhaushalt finanziert werden. Eine Verschiebung von bisher im Kernhaushalt verorteten Haushaltstiteln in den KTF muss mit einer entsprechenden Übertragung der Deckungssummen in den KTF (Zuschuss) ein-hergehen, andernfalls drohen die Finanzmittel des KTF überwiegend durch bisher bereits im Kernhaushalt abgebildete Projekte gebunden zu werden. Das bedeutet, dass entgegen des mit der geplanten Errichtung des Sondervermögens für Infrastruktur verbundenen Ziels gerade keine zusätzlichen Mittel für zusätzliche Investitionen vorhanden sind, sondern lediglich zu einer Entlastung des Kernhaushalts führen. Dies ist in jedem Fall abzulehnen. Dies gilt auch für den Vorschlag zum Wirtschaftsplan „Sondervermögen Infrastruktur“ der verbleibenden 300 Mrd. Euro. Hier sollen unter Energieinfrastruktur neben Maßnahmen zur Energieversor-gungssicherheit auch solche zur Entlastung der Strompreise fallen.\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 11\r\nDie Aussage des Koalitionsvertrages, wonach die Einnahmen der CO2-Bepreisung unter ande-rem in Form von Entlastungen beim Strompreis zurückgegeben werden sollen, ist dann kri-tisch zu bewerten, wenn die hiermit verbundenen Maßnahmen wie Senkung der Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß oder Zuschüsse zu den Übertragungsnetzentgelten aus den im KTF gebundenen direkten Einnahmen der CO2-Bepreisung finanziert werden sollen. Dies hätte zur Folge, dass trotz zusätzlicher Finanzmittel für den KTF aus dem Sondervermögen Inf-rastruktur kaum Finanzmittel für investive Vorhaben wie Förderungen von Investitionen in die Klimaneutralität zur Verfügung stünden. Hier bedarf es des klaren Bekenntnisses des Haus-haltsgesetzgebers, dass steuerliche Mindereinnahmen sowie konsumtive Zuschüsse aus dem Kernhaushalt zu begleichen sind.\r\nKernforderungen:\r\n›\r\nBeachtung des Grundsatzes „investiv vor konsumtiv“\r\n›\r\nFinanzierung von Entlastungsmaßnahmen aus dem Kernhaushalt\r\n›\r\nVerwendung der Zuführung aus dem Sondervermögen Infrastruktur in den KTF ausschließ-lich für zusätzliche Investitionen in die Klimaneutralität\r\n›\r\nVerschiebung von Haushaltstiteln aus dem Kernhaushalt in den KTF nicht zu Lasten der In-vestitionen in die Klimaneutralität\r\n›\r\nHinreichende mittelfristige Finanzplanung zur Absicherung der Planungs-/Investitionssi-cherheit\r\n2 Grundsätzliche Anmerkungen zu den mit den Grundgesetzänderungen verbunde-nen Haushaltspunkten: KTF, Sondervermögen Infrastruktur, Ausnahme Schulden-bremse\r\n2.1 KTF: Planungssicherheit durch Ausfinanzierung sicherstellen\r\nDie Haushaltstitel des KTF müssen zwingend vollumfänglich mit Mitteln unterlegt sein, um die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleisten.\r\nEine Situation wie nach dem Haushaltsurteil des BVerfG, in der zahlreiche Förderprogramme angehalten und Förderbescheide teilweise aufgehoben wurden, darf sich hingegen nicht wie-derholen.\r\nDies gilt ferner dahingehend, dass Verpflichtungsermächtigungen für 2026 ff. direkt im Haus-haltsplan 2025 nicht mit Sperrvermerken zu versehen sind – bspw. 829 03 „Umsetzung der\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 11\r\nNationalen Wasserstoffstrategie“ GE HH 2025 alt. Etwaige 2025 mit Förderzusage begonnene Investitionen begegnen einer erheblichen Unsicherheit die Fortgeltung der Förderzusage be-treffend.\r\nHinsichtlich der Grundsätze der Haushaltswahrheit und Haushaltsklarheit ist die Einnahme-seite des KTF dahingehend zu prüfen, dass einerseits die Annahme zum durchschnittlichen CO2-Preis dargestellt wird, um etwaige Deckungslücken abschätzen zu können und anderer-seits im Hinblick auf die fortgeführte Einstellung von Einnahmen durch das nEHS in der mittel-fristigen Finanzplanung. Durch den Übergang vom nEHS in den ETS 2 spätestens ab 2028, sind die Mittelansatze durch das nEHS nicht mehr realistisch, durch das Marktsystem des ETS 2 eine bloße Fortschreibung des Mittelansatzes nicht sachgerecht.\r\nFerner bedarf es einer Klarstellung, dass auch die künftigen Einnahmen der CO2-Bepreisung im Rahmen des ETS 2 dem KTF zur Verfügung stehen, um die Ausfinanzierung der Haushaltsti-tel des KTF langfristig zu sichern.\r\nDes Weiteren bedarf es einer grundsätzlichen Klarstellung, welche rechtlichen Folgen sich aus der Formulierung des Koalitionsvertrages ergeben, wonach alle Einnahmen „grundsätzlich dem Gesamthaushalt zur Verfügung“ stehen. Bei einer Mittelverwendung außerhalb des KTF ist durch Bundeszuschüsse die auskömmliche Finanzierung der Investitionsvorhaben des KTF zu garantieren.\r\n2.2 Sondervermögen Infrastruktur: Konkretisierungen erforderlich\r\nMit dem zu verabschiedenden Begleitgesetz zur Errichtung des Sondervermögens Infrastruk-tur müssen folgende Konkretisierungen erfolgen:\r\n›\r\nDefinition der Infrastruktur, die von den Investitionen umfasst wird\r\n›\r\nAbgrenzung und Bestimmung der Tatbestände Finanzierung beziehungsweise Förderung von Investitionen\r\n›\r\nAbschließende Definition des Investitionsbegriffs, über den Verweis auf das Haushalts-grundsätzegesetz hinaus\r\n›\r\nAbschließende Definition des Begriffs der Zusätzlichkeit für die Mittelverwendung aus dem Sondervermögen Infrastruktur\r\n›\r\nKlarstellung, ob Mittel des Sondervermögens – zusätzlich zu Kernhaushalt und KTF – direkt für Investitionen in Energieinfrastrukturen, und gegebenenfalls welche, zur Verfügung ste-hen\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 11\r\n›\r\nAbgrenzung der Mittelverwendung für mögliche Investitionen in Energienetze des Sonder-vermögens Infrastruktur sowie des KTF\r\n›\r\nKlarstellung, ob Kriterium der Zusätzlichkeit bei Investitionsausgaben auch die Mittelzufüh-rung in den KTF umfasst\r\n›\r\nKlarstellung, ob Kriterium der Investitionen in Infrastruktur auch die Mittelzuführung in den KTF umfasst\r\n›\r\nKlarstellung, was vom Begriff der Maßnahmen zur Energieversorgungssicherheit im Rah-men des Sondervermögens Infrastruktur umfasst ist\r\nDie mit dem Aufstellungsschreiben zu den Haushaltsberatungen 2025 des BMF bekanntge-wordenen Ansätze, unter anderem Entlastungsmaßnahmen im Energiebereich aus dem Son-dervermögen Infrastruktur zu finanzieren, ist abzulehnen und widerspricht der im Grundge-setz festgehaltenen Zweckbestimmung, mit den Mitteln des Sondervermögens zusätzliche In-vestitionen in Infrastruktur und die Erreichung der Klimaneutralität bis 2045 zu finanzieren.\r\n2.3 Ausnahme der Schuldenbremse: Investitionen in KRITIS-Schutzmaßnahmen\r\nDie für die Energie- und Wasserwirtschaft anfallenden Kosten für die Implementierung von Prozessen und Beschaffung sowie Betrieb neuer Schutzsysteme zur Mitigierung hybrider oder militärischer Bedrohungen sollten durch die Verteidigungsausgaben des Bundes bzw. im Rah-men der unter die Ausnahme von der Schuldenbremse fallenden Schutzmaßnahmen finanziert werden. Kosten für Investitionen in den KRITIS-Schutz leisten einen wesentlichen Beitrag zur zivilen Verteidigung und sollten vorzugsweise über Verteidigungsausgaben abgedeckt und nicht über das Sondervermögen Infrastruktur finanziert werden. Insbesondere die Infrastruk-turen der Energie- und Wasserversorgung und Wasserentsorgung sind für die Bundeswehr und ihre Verbündeten im Rahmen des Host Nation Supports sowie die Produktion der Sicher-heits- und Verteidigungsindustrie essenziell.\r\nBestimmte Maßnahmen zum Schutz kritischer Infrastrukturen können nur von Bundeswehr und Sicherheitsbehörden geleistet werden. Es ist deshalb zentral, dass auch die Stärkung des Schutzes kritischer Infrastrukturen beim Einsatz des Sondervermögens und weiterer Mittel seitens der Bundeswehr prioritär berücksichtigt wird, damit sie ihren Aufgaben vollumfänglich nachgehen kann.\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 11\r\n3 Anmerkungen zu einzelnen Haushaltstiteln im KTF\r\n3.1 Wasserstoffhochlauf ermöglichen\r\nDie im Entwurf des Bundeshaushalts 2025 der 20. Legislaturperiode vorgesehene Kürzung der Mittelansätze für den Wasserstoffhochlauf um mehr als 400 Mio. Euro im Vergleich zum Haus-halt 2024 stellt eine erhebliche Gefahr für die erfolgreiche Etablierung der Wasserstoffwirt-schaft und der Dekarbonisierung, insbesondere der Industrie, dar und ist entsprechend auf den Mittelansatz 2024 zurückzuführen. Insbesondere bei den Haushaltstiteln 829 03 „Umset-zung der Nationalen Wasserstoffstrategie“ sowie 829 02 „Wasserstoffeinsatz in der Industrie-produktion“ ist die Beibehaltung des Mittelansatzes des Haushaltsplans 2024 notwendig. Dies gilt auch hinsichtlich der mittelfristigen Finanzplanung. Die bisher vorgesehene drastische Kür-zung 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 er-höht werden.\r\nEs bedarf einer Nachjustierung der bisherigen Förderinstrumente, um den Wasserstoffhoch-lauf über die gesamte Wertschöpfungskette hinreichend anzureizen. Um die Nachfrage ver-lässlich abzusichern, wird es unerlässlich sein, für die ersten Phasen des Markthochlaufs die Lücke zwischen Preis und Zahlungsbereitschaft zu schließen. Mit einem zusätzlichen Haus-haltstitel in Höhe von 1,5 Mrd. Euro mit einer Verpflichtungsermächtigung bis 2035 in Höhe von 13,5 Mrd. Euro ist die tragende Marktrolle der Midstream-Unternehmen für Beschaffung und Organisation der Handels- und Vertriebskette zwischen Produktion und Nutzung zu be-rücksichtigen. Neben der Absicherung der Lücke zwischen Preis und Zahlungsbereitschaft sind Garantieinstrumente zur Absicherung der Risiken auszugestalten. Auch die ermöglichende Rolle von Wassersstoffspeichern ist abzubilden. Um die im Weißbuch „Wasserstoffspeicher“ dargelegte Investitionslücke von bis zu 18 Mrd. Euro hinreichend zu adressieren, ist ein För-derinstrument mit einer Verpflichtungsermächtigung bis 2035 in Höhe von 10 Mrd. Euro vor-zusehen.\r\nVon großer Bedeutung ist, dass im Haushaltstitel 892 03 „Umsetzung der Nationalen Wasser-stoffstrategie“ die Förderprogramme für systemdienliche Elektrolyseure, Offshore-Elektrolyse und die European Hydrogen Bank mit konkreten Mitteln unterlegt werden. Insbesondere die Unterstützung des Aufbaus der heimischen Elektrolyseleistung ist von zentraler Bedeutung. Regional geschlossene Wertschöpfungsketten (Cluster/ Valleys) sind als wichtige Bausteine ei-ner Wasserstoffwirtschaft ebenfalls zu flankieren. Dass in der Erklärung zum Haushaltstitel auf für Elektrolyse geplante Förderproprogramme im Jahr 2025 verwiesen wird, trägt, auch im Sinne der Grundsätze von Haushaltswahrheit und Haushaltsklarheit, nicht zu einer Investi-\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 11\r\ntionssicherheit für Unternehmen bei. Es bedarf hingegen eines klaren Mittelansatzes für die Förderprogramme, um die notwendigen Investitionen in Elektrolyseure anzureizen. Insbeson-dere die Ausweisung von Flächen für Offshore-Elektrolyse hängt maßgeblich von der Förder-mittelbereitstellung ab und wird ohne diese nicht erfolgreich umgesetzt werden. Mit einer Un-terlegung der European Hydrogen Bank muss zugleich die Möglichkeit eröffnet werden, den „Auction as a Service“-Mechanismus zu nutzen.\r\n3.2 Umsetzung der Kraftwerksstrategie garantieren\r\nDer Haushaltstitel 893 12 „Umsetzung nationale Kraftwerksstrategie“ ist mit Verpflichtungser-mächtigungen bis 2041 zu versehen. Ohne konkrete Verpflichtungsermächtigungen ist für Un-ternehmen keine Investitionssicherheit gegeben, da nicht abschätzbar ist, ob tatsächlich eine finanzielle Unterstützung mittelfristig erfolgen soll. Fehlende Verpflichtungsermächtigungen führen gegebenenfalls dazu, dass Unternehmen sich aufgrund der daraus ergebenden fehlen-den Planungs- und Investitionssicherheit gar nicht erst an etwaigen Ausschreibungen beteili-gen werden und somit die notwendige steuerbare Leistung nicht oder nicht rechtzeitig am Netz ist, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\nUm die Umsetzung der Kraftwerksstrategie bzw. des Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) erfolgreich zu gestalten und Ausschreibungen haushaltsrechtlich durchführen zu können, ist zwingend die Einstellung der Verpflichtungsermächtigungen zu vollziehen.\r\n3.3 Dekarbonisierung der Wärme ermöglichen\r\nEntsprechend des Koalitionsvertrages ist der Mittelaufwachs im Haushaltstitel 893 03 „Trans-formation der Wärmenetze“ zu erhöhen, bestmöglich auf 3,5 Mrd. Euro, mit einer Verpflich-tungsermächtigung bis 2035 in Höhe von 41,5 Mrd. Euro. Die bisher für das neu einzufüh-rende Förderprogramm Geothermie-Explorationsrisiko 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 betragen. Hier ist dringend ein weiterer Auf-wuchs notwendig, um das Potenzial der Geothermie für dekarbonisierte Wärmenetze nutzen zu können.\r\nDes Weiteren sollte eine Deckungsmöglichkeit zwischen den Haushaltstiteln 893 03 „Transfor-mation Wärmenetze“ und 893 10 „Förderung von Maßnahmen der Energieeffizienz und er-neuerbarer Energien im Gebäudebereich“ ermöglicht werden, um etwaige Minderausgaben bei 893 10 für die Transformation der Wärmenetze zu nutzen.\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 11\r\n3.4 Verkehrswende\r\nIm Haushaltstitel 893 02 „Zuschüsse zur Errichtung von Tank- und Ladeinfrastruktur“ sind 1,6 Mrd. Euro vorgesehen. In den Jahren 2019 bis 2023 wurde dieser Haushaltstitel bisher nur bis zu maximal 40 Prozent abgerufen, im Jahr 2023 lag das IST bei nur 9 Prozent des SOLL. Der Mittelansatz dieses Titels ist daher zu überprüfen.\r\nDer Stand des „Deutschlandnetzes“ für e-PKW zeigt, dass der privatwirtschaftliche Ausbau hier schnell und kosteneffizient erfolgt: Während die Privatwirtschaft bereits in über 670 der 900 regionalen Deutschlandnetz-Suchräume Schnellladeinfrastruktur errichtet, das entspricht 80 Prozent der regionalen Suchräume, wurden über das Programm „Deutschlandnetz“ bisher lediglich etwa 30 Standorte realisiert.\r\nBasierend auf den Erfahrungen des „Deutschlandnetzes“ sollte auch der Aufbau des e-LKW-Ladeangebots privatwirtschaftlich über Ausschreibung der Flächenbewirtschaftung für die Bundesflächen erfolgen, anstatt durch den Ansatz des Bundes, zusätzliche technische Markt-standards, die nicht dem EU-Ansatz entsprechen, zu definieren, zusätzliche bürokratische Hür-den aufzubauen. Über Flächennutzungsverträge würde der Bund sogar Einnahmen erzielen können.\r\n3.5 Energieeffizienz stärken\r\nDer qualifizierten Energieberatung kommt bei der effizienten energetischen Sanierung von Privathaushalten eine 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 im Haushaltstitel 686 14 „Beratung Energieeffizienz“ wieder auf das Niveau des Haushaltsplans 2024 erhöht, somit verstetigt und bereits für das Jahr 2025 deut-lich erhöht werden.\r\nEbenso ist der Mittelansatz der mittelfristigen Finanzplanung des Haushaltstitels 686 08 „Ener-gieeffizienz in Industrie und Gewerbe“ zu erhöhen. Die dort umfasste „Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft“ leistet einen wichtigen Beitrag zur Sen-kung des Energieverbrauchs und gilt laut BMWK als eine der effektivsten Maßnahmen, sodass eine Verstetigung der Mittel ausdrücklich angezeigt ist.\r\n3.6 EEG-Umlage\r\nDer Haushaltstitel 638 07 „Zuschüsse zur Entlastung beim Strompreis“ (EEG-Umlage) ist in den Kernhaushalt zu überführen und mit hinreichenden Mitteln, auch in der mittelfristigen Finanz-planung, auszugestalten. Eine Situation, wie 2024, in der der Mittelbedarf der Übertragungs-\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 11\r\nnetzbetreiber, der durch ein Gesetz rechtskräftig verankert ist, nicht hinreichend im Haushalt abgedeckt ist, darf sich nicht wiederholen.\r\n3.7 Absicherung der Energielieferanten nach den Preisbremsengesetzen\r\nMit der Liquidierung des Wirtschaftsstabilisierungsfonds mit dem Bundeshaushalt 2024 wur-den die Haushaltstitel 683 02 „Finanzierung der Gaspreisbremse“ sowie 683 03 „Liquidität und Zuschüsse für die Strompreisbremse“ gestrichen. Der im KTF verortete Haushaltstitel „Abwick-lung der Finanzierung von Entlastungsmaßnahmen aus der Gas- und Strompreisbremse nach Beendigung der Energiepreisbremsen“ ist zwingend fortzuführen und mit ausreichend Finanz-mitteln abzusichern.\r\nDie Strom-, Gas- und Wärmelieferanten haben gegen die Bundesrepublik Deutschland einen gesetzlichen Anspruch auf Erstattung der an die Kundinnen und Kunden gewährten Entlastun-gen nach den Preisbremsengesetzen. Aufgrund der laufenden Endabrechnungen sowie Zeit-verzug der Geltendmachung durch etwaige Rechtsstreitigkeiten zwischen Lieferanten und Kunden sind auch in den kommenden Jahren noch Ansprüche der Lieferanten zu erwarten, die zu erfüllen sind. Die Zusicherung des Staates an die Lieferanten, für die Übernahme staatlicher Aufgaben umfassend gegen finanzielle Risiken abgesichert zu werden, ist für alle und bis zum Abschluss aller Verfahren zu gewährleisten.\r\n4 Anmerkungen zu weiteren geplanten Maßnahmen aus dem Koalitionsvertrag\r\n4.1 Investitionsfonds\r\nIm Koalitionsvertrag ist festgehalten, dass zur Vergabe von Eigen- und Fremdkapital bei Inves-titionen im Zusammenspiel von öffentlichen Garantien und privatem Kapital ein Investitions-fonds für die Energieinfrastruktur aufgelegt werden soll.\r\nDer Stärkung des Eigenkapitals und der Reduzierung des Verschuldungsgrads kommt für die Unternehmen eine zentrale Bedeutung zu, auch um neues Fremdkapital aufnehmen zu kön-nen (Leverage-Effekt). Hier kann der Investitionsfonds, insbesondere für die Wärmewende, eine Rolle spielen. Die Finanzierung erfolgt durch eine zeitlich befristete Zuführung von Eigen-kapital beispielsweise in Form von Beteiligungen und Hybridkapital. Um attraktiv für private Investoren zu sein, muss der Investitionsfonds seinen Investoren marktgerechte Renditen bie-ten. Dies setzt voraus, dass die Infrastrukturinvestitionen rentabel sind und eine international kapitalmarktadäquate Netzregulierung sichergestellt ist.\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 11\r\nDabei sollen für stärker risikobehaftete Investitionen staatliche Garantien durch Bund und Länder, etwa durch Ausfallbürgschaften, die Attraktivität des Risiko-Rendite Profils für die In-vestoren herstellen. Denkbar wäre beispielsweise die Übernahme einer „First-Loss-Tranche“. Das zahlt am Ende auch auf die Bezahlbarkeit der Energiewende ein.\r\nDer Fonds soll allen Energieversorgungsunternehmen, unabhängig von der Beteiligungsstruk-tur und Größe, zur Verfügung stehen. Er muss bestehende Finanzierungsinstrumente ergän-zen und als zusätzliches Werkzeug zur Finanzierung von Energiewendeprojekten dienen.\r\nJe nach Ausgestaltung des Investitionsfonds ist von einem Volumen von bis zu 50 Mrd. Euro auszugehen, für dessen Zielerreichung eine staatliche Absicherung in Höhe von bis zu 4 Mrd. Euro notwendig ist. Dieser Finanzbedarf ist entsprechend im Haushalt abzubilden.\r\n4.2 CCS-Infrastruktur\r\nDer laut Koalitionsvertrag angestrebte Aufbau einer CO2-Transportinfrastruktur zur Nutzung von CCS und CCU ist durch eine Förderung abzusichern und diese durch einen Haushaltstitel abzubilden.\r\n4.3 Zuschüsse zu den Übertragungsnetzentgelten\r\nLaut Koalitionsvertrag sollen die Netzentgelte reduziert werden. Eine Möglichkeit ist, einen Zuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten zu gewähren. Nach Berechnungen des BDEW füh-ren 1 Mrd. Euro Zuschuss zu den ÜNB-Netzentgelten in der Spannungsebene HöS/HS (große Industriekunden) zu einer Minderung um ca. 0,45 ct/kWh und für die Kunden der Niederspan-nungsebene (Haushalts- und Gewerbekunden) um ca. 0,2 ct/kWh. Je nach gewünschter Ent-lastung sind die entsprechenden Haushaltsmittel zur Verfügung zu stellen. Da es sich hier um konsumtive Ausgaben handelt, sind diese nicht aus den Mitteln des KTF oder des Sonderver-mögens Infrastruktur, sondern des Kernhaushalts zu finanzieren.\r\n4.4 Senkung der Stromsteuer auf das europäische Mindestniveau\r\nLaut Koalitionsvertrag soll die Stromsteuer auf das europäische Mindestmaß für Nicht-Indust-riekunden gesenkt werden. Die Mindereinnahmen im Kernhaushalt sind entsprechend dort gegenzufinanzieren. Eine Verschiebung von Ausgabenposten des Kernhaushalts in den KTF, um geringeren Einnahmen im Kernhaushalt auszugleichen, ist abzulehnen.\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 11\r\n4.5 Abschaffung Gasspeicherumlage\r\nLaut Koalitionsvertrag soll die Gasspeicherumlage abgeschafft werden. Hierbei handelt es sich ausdrücklich nicht um eine Transformationsaufgabe, sondern um eine Maßnahme zur Siche-rung der Versorgungssicherheit. Die für die Abschaffung der Umlage entstehenden Kosten sind entsprechend mit einem Haushaltstitel im Kernhaushalt abzubilden und zugleich mit einer mittelfristigen Finanzplanung zu versehen, um Folgeaufwendungen, die sich aus dem Rechtsrahmen ergeben, zu bedienen.\r\n4.6 Absicherung der Strompreiskompensation\r\nDer Haushaltstitel für die Zuschüsse an die stromintensiven Betriebe als Teil der Strompreis-kompensation ist entsprechend der im Koalitionsvertrag verankerten Ziele, insbesondere hin-sichtlich der Ausweitung des Anwendungsbereichs, mit hinreichenden Mitteln für das Jahr 2025 sowie in der mittelfristigen Finanzplanung auszustatten."},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011751","regulatoryProjectTitle":"Solarpaket II / EnWG-Omnibus-Novelle - Anregung zu dringenden Kurzfristmaßnahmen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/19/29/347532/Stellungnahme-Gutachten-SG2408270003.pdf","pdfPageCount":6,"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, 31. Juli 2024\r\nPositionspapier\r\nDringende Kurzfristmaßnahmen für mehr Erneuerbare\r\nEnergien im Netz und im\r\nMarkt\r\nDringende Kurzfristmaßnahmen für mehr Erneuerbare Energien im Netz und im Markt\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\nAusgangslage und Zielsetzung\r\nDer Erfolg des zügigen Ausbaus von Anlagen zur Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien\r\n(EE) in Deutschland bringt zum Teil hohe Einspeisevolumina mit sich, insbesondere an sonnigen Sommertagen zur Mittagszeit. Aus einem hohen Anteil preisunelastischer Erzeugung und\r\nLast ergeben sich in diesen Fällen Erzeugungsüberschüsse sowie notwendige Abregelungen\r\nvon Anlagen durch die Netzbetreiber. 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. Hierdurch wird statt einem Widerspruch zwischen den Normen ein Gleichlauf des BauGB mit dem soeben novellierten BImSchG dauerhaft gesichert."},"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":"2024-10-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011752","regulatoryProjectTitle":"Anmerkungen BauGB-Novelle/Gesetz zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a3/c3/378494/Stellungnahme-Gutachten-SG2412030021.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, 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":"Vorschläge für rechtliche Vorgaben zur 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":"Änderungsvorschläge zu Regelungen naturschutzfachlicher Mindestkriterien bei PV-Freiflächenanlagen im EEG","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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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\n\r\nBerlin, 6. September 2024\r\nStellungnahme\r\nzum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nVersion: Final\r\nBDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 67\r\nExecutive Summary\r\nInvestitionsrahmen für Erneuerbarer Energien\r\nDie Chancen und insbesondere die aufkommenden Herausforderungen der zukünftigen Förderung Erneuerbarer Energien (EE) sind im Papier „Strommarkt der Zukunft“ des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) klar und umfassend dargestellt. Das zukünftige Förderregime muss einen markteffizienten Anlageneinsatz fördern und neue EE-Anlagen\r\nsystemdienlich allokieren. 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. 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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. 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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\r\nder 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\nBerlin, 30. Oktober 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nWeißbuch Wasserstoffspeicher des BMWE\r\nBDEW-Kommentierung\r\nVersionsnummer: 1\r\nSeite 2 von 11\r\n›\r\nInhalt\r\n1 Wasserstoffspeicher sind unverzichtbar für ein resilientes, flexibles und klimaneutrales Energiesystem - dies erfordert No Regret-Maßnahmen für Infrastrukturaufbau ........................................................................................... 3\r\n1.1 Das Weißbuch zeigt anhand verschiedener Szenarien einen massiv steigenden Bedarf an Wasserstoffspeichern auf ........................................... 3\r\n1.2 Aufbau von Wasserstoffspeichern erfordert Investitionen in einen Markt, der noch nicht besteht - das braucht Impulse für Investitionsentscheidungen ........................................................................... 4\r\n1.3 Investitionen in Wasserstoffspeicher mit maßgeschneiderten Instrumenten als No Regret-Maßnahme anschieben .......................................................... 5\r\n2 Potenziale für Porenspeicher erhalten ............................................................... 6\r\n3 Regulierungskonzept Wasserstoffspeicher: zügig, wettbewerblich, im Markthochlauf förderlich ................................................................................... 7\r\n4 Konkretisierung: Wasserstoffspeicher gezielt und direkt fördern ........................ 8\r\n4.1 Reine Nachfrageförderung löst das Henne-Ei-Problem nicht und bedarf daher der Ergänzung um direkte Förderung .................................................. 8\r\n4.2 Das zeitliche Zusammenspiel zwischen Nachfrageförderung und Speicherinvestition funktioniert nicht ............................................................ 8\r\n4.3 Nachfrageförderung muss um Erlösbasierte Differenzverträge (CfDs) mit Amortisationskonto als No Regret-Maßnahme ergänzt werden ................. 10\r\n4.4 Variante: Erlösbasierte CfDs ohne Amortisationskonto/Umlagefinanzierung ...................................................................................................................... 11\r\nSeite 3 von 11\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) hat im Frühjahr 2025 das Weiß-buch Wasserstoffspeicher vorgelegt.\r\nDer BDEW unterstützt vollumfänglich die Einschätzung des Ministeriums, dass Wasserstoff-speicher eine zentrale Rolle in der Energiewende und der Transformation als essenzielle Flexi-bilitätsoption, zur Integration der Erneuerbaren Energien und Dekarbonisierung verschiedener Sektoren sowie zur sicheren Versorgung spielen.\r\nDas Ministerium hat mit dem Weißbuch eine umfassende Analyse der Ausgangssituation und Perspektiven vorgenommen und zentrale Maßnahmen zum Aufbau von Wasserstoffspeichern in Deutschland aufgezeigt. Der BDEW teilt die Analyse weitgehend, kommt jedoch zu anderen Schlussfolgerungen, insbesondere ist eine gezielte Förderung der Wasserstoffspeicher als In-vestitionsimpuls unabdingbar.\r\n1 Wasserstoffspeicher sind unverzichtbar für ein resilientes, flexibles und klimaneut-rales Energiesystem - dies erfordert No Regret-Maßnahmen für Infrastrukturauf-bau\r\n1.1 Das Weißbuch zeigt anhand verschiedener Szenarien einen massiv steigenden Bedarf an Wasserstoffspeichern auf\r\n›\r\nLt. Weißbuch werden bereits 2030 - je nach Szenario - 2 bis 7 TWh und 2040 26 bis 74 TWh - gem. Monitoringbericht vom EWI/BET sogar 32-130 TWh im Jahr 2045 - großvolumige Wasserstoffspeicher benötigt. Es zeigt auf, dass\r\n\r\nab Ende der 2030er Jahre saisonale Schwankungen der bedeutendste Faktor und die Langzeitspeicherung zentral für die Versorgungssicherheit Strom sein werden;\r\n\r\nab 2040 ein weiter steigender Speicherbedarf durch verstärkten Einsatz von Wasser-stoffkraftwerken zu verzeichnen sein und Wasserstoffspeicher großflächig zur konstan-ten Versorgung der Industrie und zur Versorgungssicherheit benötigt werden, während gleichzeitig die Relevanz grenzüberschreitender Speichernutzung steigen wird;\r\n\r\n2045 70 % des Speicherbedarfs durch Wasserstoffkraftwerke generiert werden;\r\n\r\n2050 der Speicherbedarf nur noch geringfügig steigen wird und\r\n\r\nder Speicherbedarf in Europa 2045 - mit einer noch größeren Bandbreite von 141 bis 240 TWh - voraussichtlich zu einem Viertel bis einem Drittel in Deutschland gedeckt wird.\r\n›\r\nDie Bandbreite in den Szenarien belegt, dass ein erheblicher Bedarf an Wasserstoffspei-chern besteht, die genaue Höhe jedoch mit großen Unsicherheiten behaftet ist.\r\nSeite 4 von 11\r\n›\r\nDie nüchternen Zahlen zeigen, dass zunächst die industrielle Nachfrage und mittel- bis lang-fristig - abhängig von der Kraftwerksstrategie des Bundes - zusätzlich die Nachfrage aus dem Kraftwerksbereich sowie die Nachfrage aus europäischen Nachbarländern die wesent-lichen Treiber für den Speicherbedarf in Deutschland sind:\r\n\r\nDie benötigte sichere Bandlieferung für die Industrie kann in der ersten Phase des Hoch-laufs im Wesentlichen nur durch Speicher ermöglicht werden.\r\n\r\nDie sichere Stromversorgung in einem zunehmend auf Erneuerbaren Energien basieren-den Energiesystem braucht Wasserstoff - Kraftwerke und Speicher - um auch die Dun-kelflaute abzusichern. So können beispielsweise Wasserstoffspeicher auch in beste-hende KWK-Anlagen und Wärmenetze integriert werden, um sektorübergreifend Flexibi-lität bereitzustellen.\r\n›\r\nDie Entwicklung der Nachfrage auf Seiten der Industrie und Kraftwerke ist hierbei in hohem Maße von künftigen politischen Entscheidungen abhängig.\r\n›\r\nHandlungsempfehlung: Der Bedarf an Wasserstoffspeichern sollte daher im Rahmen der Systementwicklungsstrate-gie konkretisiert und bei der Ausgestaltung des Kraftwerkssicherungsgesetzes bereits be-rücksichtigt werden. Dabei sollte insbesondere ein Mindestbedarf für 2030, 2035, 2040 und 2045 identifiziert werden.\r\n1.2 Aufbau von Wasserstoffspeichern erfordert Investitionen in einen Markt, der noch nicht besteht - das braucht Impulse für Investitionsentscheidungen\r\n›\r\nDas Weißbuch Wasserstoffspeicher zielt richtigerweise auf das Leitbild eines wettbewerb-lich organisierten Speichermarktes, der eine Reihe von Vorteilen mit sich bringt. Doch die-ser Markt besteht heute - zu dem Zeitpunkt, zu dem Investitionsentscheidungen zu treffen sind - noch nicht. Vielmehr befindet sich der Markt für Wasserstoffspeicher noch in der frü-hen Hochlaufphase, vielfältige Markteintrittsbarrieren sind absehbar. Hinzu kommt die Ab-hängigkeit des Markthochlaufs von künftigen politischen Entscheidungen.\r\n›\r\nDas Weißbuch stellt ausführlich dar, dass Deutschland die geologischen Voraussetzungen hat, um den identifizierten Wasserstoffspeicherbedarf zu decken. Gleichwohl wird ver-säumt, auch die Lücke zwischen Bedarf und aktuell geplanten Projekten zu beziffern. So lie-gen die Projekte, für die bereits eine Final Investment Decision (FID) getroffen oder ein IPCEI- oder PCI-Status im Rahmen der EU-Förderprogramme erlangt wurde, mit rund 0,7 TWh weit vom Bedarf entfernt.\r\nSeite 5 von 11\r\n›\r\nDer Aufbau der Infrastruktur ist Voraussetzung für die Entwicklung eines liquiden Marktes. Das Wasserstoffkernnetz funktioniert nicht ohne Speicher. Daher sind neben der im Weiß-buch vorgeschlagenen nachfrageseitigen Förderung weitere Instrumente zur direkten För-derung von Speichern notwendig.\r\n›\r\nDabei unterscheidet sich der Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur grundlegend vom Aufbau der Erdgasinfrastruktur:\r\n\r\nDer Aufbau der Erdgasinfrastruktur erfolgte durch integrierte Unternehmen auf Basis langfristiger Verträge bzw. wirtschaftlicher Business-Cases und mit finanziellem Aus-gleich über die Wertschöpfungsstufen hinweg. Im Wasserstoffbereich hingegen bauen Speicherbetreiber eigenständig neu bzw. rüsten um und treffen die Investitionsentschei-dung ohne sicheren Kundenstamm und bei Umrüstung zu Lasten ihrer festen Erträge.\r\n\r\nDas Wasserstoffkernnetz zeigt, dass die bisherige Regulierung mit bereits bestehender Infrastruktur umgehen konnte, nicht aber auf neue Infrastruktur in einem sich erst ent-wickelnden Markt ausgelegt ist (Stichwort: intertemporale Kostenallokation).\r\n›\r\nHandlungsempfehlung: Fördermittel bereitstellen / Investitionen staatlich absichern Wasserstoffspeicher sind wie das Netz langlebige Assets, sodass auch die Investitionen langfristig angelegt sind. Der Aufbau von Wasserstoffspeichern lässt sich zielgerichtet ent-wickeln. Dazu bedarf es kurzfristig eines gezielten Instruments zur Förderung bzw. staatli-chen Absicherung der Investitionen, das in iterativen Ausschreibungen dem Bedarf ange-passt werden kann.\r\n1.3 Investitionen in Wasserstoffspeicher mit maßgeschneiderten Instrumenten als No Regret-Maßnahme anschieben\r\nEine gezielte Förderung der Wasserstoffspeicher lässt sich als No Regret-Maßnahme aufset-zen, indem\r\n1)\r\nein Mindestbedarf für 2030, 2035, 2040 und 2045 ermittelt wird,\r\n2)\r\ndie zu fördernden Wasserstoffspeicherkapazitäten wettbewerblich - zunächst im Rah-men von Clustern und mit zunehmender Vermaschung des Kernnetzes überregional - ausgeschrieben und in iterativen Schritten flexibel nachgesteuert werden und\r\n3)\r\neine Rückzahlung von Mehrerlösen nach erfolgreichem Markthochlauf vorgesehen wird.\r\nDer BDEW schlägt daher - ergänzend zu der im Weißbuch vorgesehenen Nachfrageförderung - die möglichst zeitnahe Einführung eines staatlichen Finanzierungsmechanismus vor, der\r\nSeite 6 von 11\r\nerlösbasierte Contracts for Difference (CfDs) mit einer intertemporalen Umlagefinanzierung kombiniert und folgende Kerneigenschaften hat:\r\n›\r\nHoheitliche Mindestbedarfsplanung von Wasserstoffspeicherkapazitäten auf Basis entspre-chend iterativ zu überprüfender Szenarien;\r\n›\r\nEinsatz auch marktlicher Verfahren wie beispielsweise Open Season bei der Bedarfsermitt-lung und Vergabe der Förderung nach wettbewerblichen qualitativen und quantitativen Kri-terien;\r\n›\r\nVergütung durch erlösbasierte CfDs bei der die Wasserstoffspeicherbetreiber über eine ge-wisse Laufzeit für die Differenz zwischen ihren tatsächlichen Erlösen und definierten kos-tenbasierten Referenzerlösen (incl. einer Anreizkomponente für die effiziente Vermark-tung) kompensiert werden;\r\n›\r\nIntertemporaler Ausgleich z. B. im Wege einer Umlagefinanzierung.\r\nSiehe hierzu auch Studie \"Finanzierungsmechanismus für den Aufbau von Wasserstoffspei-chern\" von Frontier Economics (August 2024), dena sowie Stellungnahme des Nationalen Wasserstoffrates (NWR) \"Baustein für Versorgungssicherheit und Systemstabilität: Wasser-stoffspeicher gezielt fördern\" (Juli 2025).\r\nDie Einführung eines solchen Finanzierungsmechanismus für den zu definierenden Mindestbe-darf an Speicherkapazitäten ist als No-Regret-Maßnahme zu sehen, da nur für den Fall, dass die kostenbasierten Referenzerlöse nicht vollständig über den Markt generiert werden kön-nen, entsprechende staatliche Kompensationen an die betreffenden Speicherbetreiber geleis-tet werden. Für den Fall, dass die Speicherbetreiber die kostenbasierten Referenzerlöse voll-ständig über den Markt erzielen können, fallen über die vergebenen CfDs hingegen keine staatlichen Kompensationen an. Das Risiko einer Überförderung ist in einem solchen System somit nicht gegeben.\r\n2 Potenziale für Porenspeicher erhalten\r\nIn der Potenzialanalyse des Weißbuchs werden Porenspeicher nicht weiter berücksichtigt.\r\nGrundsätzlich sollten die Rahmenbedingungen, rechtlichen Regelungen und Maßnahmen je-doch technologieoffen ausgestaltet werden, sodass die volkswirtschaftlich kosteneffizientes-ten Lösungen realisiert werden können. Gerade der Blick auf Europa zeigt, dass in einigen Re-gionen nur Porenspeicher möglich sein werden.\r\nZahlreiche Projekte in Süddeutschland, Österreich, Ungarn, Spanien und Niederlande zeigen das Potenzial für die Speicherung von Wasserstoff in Porenspeichern auf:\r\nSeite 7 von 11\r\n›\r\nEUH2STARS - European Underground Hydrogen Storage Reference System Ein Projektkonsortium, bestehend aus Erdgasspeicherbetreibern, Technologieanbietern, Versorgungsunternehmen, Forschungs- und Regierungsorganisationen, wurde von der Eu-ropäischen Kommission beauftragt, bis zum Ende des Jahrzehnts eine wettbewerbsfähige, vollständige und qualifizierte unterirdische Wasserstoffspeicherung (UHS) in erschöpften porösen Erdgasreservoirs auf dem technischen Reifegrad (TRL) 8 zu demonstrieren. Darüber hinaus ist EUH2STARS ein europäisches Vorzeigeprojekt für die Umwandlung be-stehender unterirdischer Erdgasspeicher in Wasserstoffspeicher und wird den Weg für de-ren Integration in die zukünftige europäische Wasserstoffinfrastruktur ebnen. Link: https://www.euh2stars.eu/en/\r\n›\r\nHyStorage (Erproben der Integrität von Porenspeichern auf die Speicherung von Wasser-stoff) der Uniper Energy Storage, Süddeutschland Link: https://www.uniper.energy/de/hystorage\r\n›\r\nUnderground Sun Storage (weltweit erste Wasserstoffspeicherung in einer unterirdischen Porenlagerstätte) der RAG Austria AG, Österreich Link: https://www.uss-2030.at/\r\n›\r\nHYUSPRE-Projekt (Hydrogen Underground Storage in Porous Reservoirs) der Hungarian Gas Storage, Ungarn Link: https://www.hyuspre.eu/\r\n›\r\nUNDERGY-Projekts (Untersuchung der Eignung der Lagerstätte Palancares als potenzieller saisonaler Speicherort für grünen H2) von Trinity Energy Storage, Spanien Link: https://www.trinity-es.com/en/undergy.php\r\n3 Regulierungskonzept Wasserstoffspeicher: zügig, wettbewerblich, im Markthoch-lauf förderlich\r\nDas Ministerium strebt eine möglichst frühe Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnen-marktpakets zur Regulierung des Wasserstoffspeicherzugangs an; die Bundesnetzagentur ver-folgt konzeptionell einen möglichst wettbewerblichen Ansatz. Der BDEW begrüßt dies aus-drücklich. Zu beachten ist jedoch, dass sich ein Wasserstoff(-speicher-)markt in den kommen-den Jahren bzw. Jahrzehnten erst noch entwickeln muss. Die Entwicklung eines Regulierungs-konzeptes auf Basis der Annahme eines liquiden Wasserstoffmarkts wäre daher problema-tisch. Ein Regulierungskonzept muss so ausgestaltet sein, dass es im Markthochlauf förderlich ist, flexibel auf die tatsächliche Marktentwicklung angepasst werden kann und mit einem Fi-nanzierungsmechanismus kompatibel ist. Um mehr Markt in das Regulierungskonzept zu in-tegrieren, darf es bei der Vermarktung keine marktbehindernde Einengung etwa in Bezug auf\r\nSeite 8 von 11\r\ndie Vertragsgestaltung geben.\r\n4 Konkretisierung: Wasserstoffspeicher gezielt und direkt fördern\r\n4.1 Reine Nachfrageförderung löst das Henne-Ei-Problem nicht und bedarf daher der Ergän-zung um direkte Förderung\r\n›\r\nDie Entwicklung von Wasserstoffspeicherkapazitäten ist sehr kapitalintensiv und benötigt lange Planungs- und Umsetzungszeiträume. Investitionsentscheidungen können erst dann getroffen werden, wenn Speicherkapazitäten langfristig vermarktet und die eingesetzten Investitionen sowohl preis- als auch mengenmäßig abgesichert sind.\r\n›\r\nIm aktuellen Marktumfeld, das von hoher Unsicherheit darüber geprägt ist, wann und in welchem Umfang ein Wasserstoffmarkthochlauf erfolgt, können auch potenzielle Speicher-kunden nur schwer entsprechende langfristige Verpflichtungen eingehen. Nachfrageförde-rung wird in den meisten Fällen zeitlich inkompatibel sein und kann daher nur bedingt zum Aufbau der Wasserstoffspeicher beitragen.\r\n›\r\nBei den Speicherbetreibern verbleibt somit ein hohes Nachfragerisiko, das aus nicht gesi-cherten Nachfragemengen sowie ungewisser Zahlungsbereitschaft besteht.\r\n›\r\nIn dieser frühen Phase des Markthochlaufs ist es aus Sicht der Branche daher unerlässlich, den Aufbau der erforderlichen Speicherkapazitäten frühzeitig staatlich abzusichern, damit Speicherbetreiber mit ihren Investitionen in Vorleistung treten können.\r\n4.2 Das zeitliche Zusammenspiel zwischen Nachfrageförderung und Speicherinvestition funktioniert nicht\r\nHinzu kommt, dass die Förderzeiträume der Nachfrager und die Vorlaufzeiten, die Inbetrieb-nahme und die Vertragslaufzeiten der Speicher nicht übereinstimmen.\r\nSeite 9 von 11\r\nIn der Abbildung sind unter der Zeitachse die verschiedenen Phasen eines Wasserstoffspei-cher Neubau-Projekts und darüber die Klimaschutzverträge dargestellt. Zum Zeitpunkt der In-vestitionsentscheidung für den Speicher muss der Speicherkunde ein belastbares Commit-ment abgeben. Deshalb müssen bis zu diesem Zeitpunkt sowohl das Vergabeverfahren der Kli-maschutzverträge als auch die Ausschreibung der benötigten Wasserstoffmengen und Spei-cherkapazitäten abgeschlossen sein (Annahme: Diese Schritte erfolgen nacheinander).\r\nNach der Investitionsentscheidung (FID) sind beispielhaft zwei Szenarien abgebildet: Der untere Klimaschutzvertrag beginnt nach der bisher üblichen maximalen Umsetzungsfrist von drei Jahren, während der Förderzeitraum des oberen Klimaschutzvertrags erst beginnt, wenn der Speicher in Betrieb ist.\r\nBeide Szenarien sind suboptimal: im unteren Fall muss der Klimaschutzvertrag ohne seinen Speicher starten, und der Speicher profitiert nur von einem Teil des Förderzeitraums des Kli-maschutzvertrags; im oberen Fall verzögert sich die Umsetzung des Klimaschutzvertrags er-heblich.\r\nDie zeitliche Diskrepanz zwischen Nachfrageförderung und Speicherinvestitionen ist in der Ab-bildung exemplarisch für einen Kunden gezeigt und vergrößert sich bei einer Vielzahl an Spei-cherkunden entsprechend.\r\nWenn eine Nachfrageförderung Wirkung für den Aufbau von Wasserstoffspeichern erzielen soll, müsste sie die Brücke zwischen zwei nicht aufeinander abgestimmten Zeitschienen\r\nSeite 10 von 11\r\nschaffen. Zudem müssten die Speicherbuchungskosten als Bestandteil der Kosten auf der Nachfrageseite berücksichtigt werden und als förderfähig in der Ausschreibung verankert sein.\r\nUm eine langfristige Absicherung zu ermöglichen, wären Langfristverträge unabdingbar - und müssten in der Regulierung zulässig sein.\r\nEine derart ausgestaltete Nachfrageförderung könnte nur einen begrenzten Beitrag zum Auf-bau der Wasserstoffspeicher leisten, wird jedoch aus den geschilderten Inkompatibilitätsgrün-den zu kurz greifen, um die Investitionen auszulösen, die für die Sicherstellung der Bedarfe notwendig sind.\r\n4.3 Nachfrageförderung muss um Erlösbasierte Differenzverträge (CfDs) mit Amortisations-konto als No Regret-Maßnahme ergänzt werden\r\nDas Weißbuch setzt sich mit erlösbasierten CfDs auseinander und nennt dabei eine Reihe von Kritikpunkten daran, die sich bei genauerer Betrachtung auflösen lassen:\r\n›\r\nLt. Weißbuch dürfte die Voraussetzung, dass ausreichende Wettbewerbsintensität vorliegt, um bei der Auktion tatsächlich realistische und effiziente Angebote (Minimalerlöse) zu er-halten, in der frühen Marktphase mit hoher Wahrscheinlichkeit nicht erfüllt sein. Die Wettbewerbsintensität und damit die Frage, wie viele Speicherbetreiber sich an der Ausschreibung von Fördermitteln beteiligen, dürfte vielmehr in hohem Maße gerade davon abhängen, dass das Förderregime ausreichend Sicherheit für die Investition in ein langlebi-ges Asset bietet. Über eine entsprechende Ausgestaltung des Förderregimes könnte also ausreichend Wettbewerbsintensität hergestellt werden.\r\n›\r\nLt. Weißbuch bedingt die Bestimmung der Ausschreibungsmenge (benötigte Speicherkapa-zität) eine staatlich definierte Zielgröße für den Speicherausbau, welche wiederum eine zentrale Planung der Speicherkapazität voraussetzen und jegliche marktlich getriebene Ent-wicklung des Marktes abwürgen würde.\r\nEine staatliche definierte Vorgabe für eine zu fördernde Speicherkapazität als \"No Regret-Mindestmenge\" ist zwar notwendig, lässt sich aber durch geeignete Instrumente möglichst marktnah ausgestalten: Langfristszenarien/Systementwicklungsstrategie in Verbindung mit No Regret-Mindestmengen, z. B. durch Open Season / Marktabfrage mit Elementen des \"Incremental Capacity Process\" analog NC CAM für Netzkapazitäten, in der Kapazitätsbe-darfe zunächst unverbindlich angemeldet und dann - nach Konsolidierung durch die Netz-betreiber - der Behörde/BNetzA vorgelegt werden. Zudem ist eine übergreifende staatliche Planung zur Erdgasspeicherung bereits aus anderen Gründen unumgänglich, denn die Um-widmung von Erdgasspeichern auf Wasserstoff erfordert gemäß §35h EnWG eine Anzeige und Prüfung durch die BNetzA samt Vorlage umfangreicher Unterlagen. Bei der Bewertung\r\nSeite 11 von 11\r\ndurch die BNetzA zu den Auswirkungen auf die Erdgas-Versorgungssicherheit ist also be-reits eine behördliche gesamtdeutsche Zielgröße für die noch benötigte Erdgasspeicherka-pazität notwendig. Diese würde dann noch spiegelbildlich ergänzt um die benötigte bzw. zu fördernde No-Regret Wasserstoffspeicherkapazität.\r\n›\r\nZudem bietet ein Finanzierungsmechanismus aus erlösbasierten CfDs mit Amortisations-konto/ intertemporaler Umlagefinanzierung wesentliche Vorteile:\r\n\r\nEffizienz: Durch Vergabe der Fördermittel im Wege von Ausschreibungen könnte sicher-gestellt werden, dass die Speicherprojekte mit den geringsten benötigten (ggf. kosten-basierten) Erlösen umgesetzt werden.\r\n\r\nFlexible Anpassung der geförderten Mengen durch iterative Ausschreibungen.\r\n\r\nMehr Flexibilität für den Staat in Sachen Finanzierung, da als Kreditfinanzierung auch über KfW darstellbar (dann nicht Teil des Bundeshaushalts).\r\n\r\nGrößere Möglichkeit für den Staat über lange Laufzeit (s. Amortisationskonto Kernnetz bis 2055, zum Vergleich: CfDs eher 10 bis 15 Jahre), an möglichen Mehrerlösen nach er-folgreichem Markthochlauf zu partizipieren.\r\n\r\nÜber lange Laufzeit entsprechend längere Absicherung für den Investor, damit attrakti-ver für Investoren und größere Chance für Wettbewerb bei Ausschreibung von CfDs (s. o.).\r\n4.4 Variante: Erlösbasierte CfDs ohne Amortisationskonto/Umlagefinanzierung\r\nGrundsätzlich wäre auch die Variante der erlösbasierten CfDs ohne Umlagefinanzierung denk-bar. Dies hätte den Vorteil, dass durch den Wegfall der intertemporalen Komponente die Komplexität reduziert würde. Außerdem würden Speicher, die nicht Teil des Finanzierungssys-tems sind, ohne Umlagefinanzierung wirtschaftlich nicht benachteiligt. Die Finanzierung müsste allerdings im Staatshaushalt verankert werden.\r\nDie Wasserstoffwirtschaft steht erst am Anfang: Damit der Aufbau gelingt, braucht es einen realistischen Blick – dazu leistet das Weißbuch mit Blick auf die Speicher einen wichtigen Bei-trag. Nun gilt es, ins Handeln zu kommen und schnellstmöglich einen verlässlichen Geset-zesentwurf für einen Finanzierungsmechanismus zur Konsultation zu stellen.\r\nHierzu fordert der BDEW das Ministerium dazu auf, ein integriertes Gesamtkonzept für den Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft vorzulegen, das alle Wertschöpfungsstufen (Erzeugung, Handel, Transport- und Verteilnetze, Speicherung und Nutzung) berücksichtigt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0012766","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur 1. TK-Mindestversorgungsänderungsverordnung der BNetzA","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/13/9c/364288/Stellungnahme-Gutachten-SG2410110002.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Seite 1 von 4\r\n 20.09.2024\r\nVerbändestellungnahme zum Entwurf der Bundesnetzagentur\r\nfür eine erste TK-Mindestversorgungsänderungsverordnung (1. TKMVÄndV)\r\nIn ihrem Referentenentwurf einer ersten TK-Mindestversorgungsänderungsverordnung vom 18.\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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 27. Juni 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzur Umsetzung der RED III im BImSchG, WHG und zur Änderung des WaStrG, WindBG und BauGB\r\nRegierungsentwurf für eine Formulierungshilfe vom 24. Juni 2025\r\nSeite 2 von 20\r\nInhalt\r\n1 Executive Summary ........................................................................................... 3\r\n2 Anmerkungen zum WindBG ............................................................................... 6\r\n2.1 § 1 WindBG (Abgeltung des überragenden öffentlichen Interesses streichen) ........................................................................................................ 6\r\n2.2 § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher anpassen) ................................... 6\r\n2.3 § 6a Abs. 3 (neu) WindBG (Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen) 7\r\n2.4 § 6b Abs. 3 WindBG-E (Überprüfungsverfahren anpassen) ........................... 8\r\n2.5 § 6b Abs. 4 WindBG-E (Genehmigungsfiktion aufnehmen) ........................... 8\r\n2.6 § 6b Abs. 5 WindBG-E (Fledermausmaßnahmen anpassen) .......................... 8\r\n2.7 § 6b Abs. 6 WindBG-E (keine obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung) ...... 9\r\n2.8 § 6b Abs. 7 WindBG-E (Zahlungspflicht bei fehlenden Daten anpassen) .... 10\r\n2.9 § 6b Abs. 8 WindBG-E (Rechtmäßigkeitsvermutung aufnehmen) ............... 11\r\n3 Anmerkungen zum BImSchG ............................................................................. 12\r\n3.1 § 10a Abs. 5 BImSchG-E (elektronische Antragstellung für alle) .................. 12\r\n3.2 § 10a Abs. 6 BImSchG-E (Genehmigungsfristen für Repowering nicht verlängern) ................................................................................................... 12\r\n3.3 § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG (Vereinfachte Typenänderung anpassen) .... 13\r\n4 Anmerkungen zum BauGB ................................................................................ 14\r\n§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB (Außenbereich nicht komplett schließen) ........................ 14\r\nSeite 3 von 20\r\n1 Executive Summary\r\nDer Regierungsentwurf für eine Formulierungshilfe für ein „Gesetz zur Umsetzung von Vorga-ben der Richtlinie (EU) 2023/2413 für Zulassungsverfahren nach dem Bundesimmissionsschutz-gesetz und dem Wasserhaushaltsgesetz, zur Änderung des Bundeswasserstraßengesetzes, zur Änderung des Windenergieflächenbedarfsgesetzes und zur Änderung des Baugesetzbuches“ (im Folgenden „Gesetzesentwurf“) greift die Gesetzesentwürfe zur Umsetzung der RED III aus der letzten Legislatur auf. Damit soll kurzfristig zumindest ein Teil der RED III-Richtline national um-gesetzt werden.\r\nDer BDEW unterstützt alle Bemühungen den Ausbau von Erneuerbaren Energien Anlagen zu beschleunigen. Dringend ist aber immer auch die Beschleunigung des Netzausbaus. Die Um-setzung dieses Teils der RED III muss ebenfalls unverzüglich beschlossen werden. Nur mit Netzausbau wird auch der EE-Aubau gelingen. Offen ist überdies auch noch die RED III-Um-setzung für Offshore-Wind.\r\n➢\r\nFür die Regelungen zum WHG und WaStrG verweisen wir vollständig auf die BDEW-Stel-lungnahme zur Umsetzung der RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und WaStrG vom 9. Oktober 2024.\r\n➢\r\nDie Regelungen zum BImSchG und WindBG bilden nur einen sehr kleinen Teil der RED III-Umsetzung für die Windenergie an Land ab. Für diesen Teil gelten unsere Anmerkun-gen aus der BDEW-Stellungnahme zur Umsetzung RED III Wind an Land, Solar und Spei-cher vom 26. September.2024 im Wesentlichen fort, auch wenn einzelne Verbesserun-gen erreicht wurden. In Anbetracht des sehr verkürzten Verfahrens konzentrieren wir uns vorliegend auf die dringendsten Punkte.\r\n➢\r\nDie vorgeschlagene Regelung im BauGB dient (in Kombination mit der Neufassung des § 1 WindBG) der Steuerung des Windenergieausbaus außerhalb von Windenergiegebie-ten und dient nicht der RED III-Umsetzung. Auch hier sieht der BDEW dringenden An-passungsbedarf, um dem Windenergieausbau nicht nachhaltig zu schaden.\r\nSeite 4 von 20\r\nDie insgesamt acht dringendsten Anpassungen am Gesetzentwurf sind nachfolgend kurz dar-gestellt und noch einmal nach Prioritäten geclustert. Ausführliche Erläuterungen und weitere Anpassungsbedarfe finden sich unter Ziffer 2 bis 4.\r\nHöchstprioritär:\r\n1.\r\nSchlanke Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen (§ 6a Abs. 3 (neu) WindBG)\r\nDringend notwendig ist eine Übergangsregelung für Windenergiegebiete, die nach Mai 2024 ausgewiesen wurden. Diese fallen sonst nach Auslaufen der Notfall-VO auf das alte Genehmi-gungsrecht zurück. Die Gebiete sollten zu Beschleunigungsgebieten werden, um den dortigen Ausbau weiter zu erleichtern und beschleunigen. (Siehe Ziffer 2.3 der Stellungnahme)\r\n2.\r\nGenehmigungsfristen für Repowering nicht verlängern (§ 10a Abs. 6 BImSchG-E)\r\nDie in § 10a Abs. 6 BImSchG-E enthaltene Verfahrensdauer für Repowering durch die allgemeine Vorgabe einer 6-Monatsfrist stellt eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage und prakti-schen Lage dar. Hier muss klar sein, dass das nur gilt, wenn Vorhaben im förmlichen Verfahren genehmigt werden. In der Regel gilt derzeit eine 3-Monatsfrist. (Siehe Ziffer 3.2 der Stellung-nahme)\r\n3.\r\nVereinfachte Typenänderung nicht ausbremsen (§ 16b Abs. 7, 8a BImSchG-E)\r\nDer BDEW begrüßt, dass beim vereinfachten Typenwechsel im Hinblick auf die luftverkehrlichen Belange nachgebessert wird. Allerdings ist die vorgeschlagene Verfahrensdauer von drei Mona-ten zu lang und die mehrfache Vollständigkeitsprüfung sinnlos. Eine Frist von acht Wochen ab einmal geprüfter Vollständigkeit muss ausreichend sein. (Siehe Ziffer 3.3 der Stellungnahme)\r\n4.\r\nKein Komplett-Ausschluss im unbeplanten Außenbereich (§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB-E)\r\nDie Neufassung des § 249 Absatz 2 Satz 1 ist abzulehnen. Das für die in § 35 Absatz 3 Nr. 5 genannten Belange allein ein „Berührtsein“ zu Unzulässigkeit führen soll, ist nicht zielführend. Damit wird der Windenergieausbau im unbeplanten Außenbereich komplett gestoppt. (Siehe Ziffer 4 der Stellungnahme)\r\nPrioritär:\r\n5.\r\nÜberragendes öffentliches Interesse nicht einschränken (§ 1 Abs. 2 WindBG-E)\r\nAus Sicht des BDEW ist die Einschränkung des überragenden öffentlichen Interesses ein falsches Zeichen. Denn es ist wichtig, den unbeplanten Außenbereich nicht gänzlich zu schließen, da nicht sichergestellt ist, dass die Windenergiegebiete in dem Maße tatsächlich bebaubar sind,\r\nSeite 5 von 20\r\nwie dies zur klimaneutralen Energieversorgung notwendig wäre. (Siehe Ziffer 2.1 der Stellung-nahme)\r\n6.\r\nDefinition Energiespeicher anpassen (§ 2 Nr. 4 WindBG-E)\r\nDie Definition der Energiespeicheranlagen am selben Standort sollte an den Wortlaut der Richt-linie angepasst werden. Die jetzige Formulierung ist zu eng. Die im Gesetzesentwurf vorgese-hene Begrenzung auf den räumlich-funktionalen Zusammenhang birgt Rechtsunsicherheiten und schränkt den Anwendungsbereich unnötig ein. (Siehe Ziffer 2.2 der Stellungnahme)\r\n7.\r\nGenehmigungsfiktion umsetzen (§ 6b Abs. 4 WindBG-E)\r\nDie in der RED III vorgesehene Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten ist noch nicht im Gesetzesentwurf vorgesehen. Die Fallkonstellation, dass die Zulassungsbehörde inner-halb der Screening-Frist keine Entscheidung trifft, wurde nicht umgesetzt. Mit Ablauf der Scree-ning-Frist soll eine Art Bindungswirkung bezogen auf das Umweltrecht eintreten. Das ist drin-gend nachzuholen. (Siehe Ziffer 2.5 der Stellungnahme)\r\n8.\r\nObligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung streichen (§ 6b Abs. 6 WindBG-E)\r\nDer BDEW lehnt die Öffentlichkeitsbeteiligung bei einem negativen Screening ab. Diese Rege-lung läuft auf eine deutliche Verschärfung gegenüber der aktuellen Rechtslage hinaus, wonach eine Öffentlichkeitsbeteiligung bei Windenergieanlagen in Windenergiegebieten erst ab 20 Windenergieanlagen erforderlich ist. (Siehe Ziffer 2.7 der Stellungnahme)\r\nSeite 6 von 20\r\n2 Anmerkungen zum WindBG\r\n2.1 § 1 WindBG (Abgeltung des überragenden öffentlichen Interesses streichen)\r\nNach § 1 Abs. 2 WindBG-E wird das überragende öffentliche Interesse bei Flächenzielerrei-chung mit Blick auf die planungsrechtliche Zulässigkeit nach § 35 Absatz 2 BauGB abgegolten. Die Regelung ist mit Blick auf den Wunsch, Windenergievorhaben vornehmlich in ausgewie-sene Gebiete zu steuern, nachvollziehbar, auch wenn der BDEW nicht dafür eintritt.\r\nAus Sicht des BDEW ist aber weiterhin ein Windenergieausbau außerhalb der Gebiete erfor-derlich, wenn die Voraussetzungen des § 35 Abs. 2 BauGB vorliegen. Selbst nach dem diese Möglichkeit prinzipiell bejahenden Urteil des OVG Münster vom 16. Mai 2023 (7 D 423/21.AK) wäre dies weiterhin auf Sonderkonstellationen mit erheblicher Vorbelastung (BeckRS 2023, 11668, Rn. 43) beschränkt. Es ist es wichtig, den unbeplanten Außenbereich nicht gänzlich zu schließen, da nicht sichergestellt ist, dass die Windenergiegebiete in dem Maße tatsächlich be-baubar sind, wie dies zur klimaneutralen Energieversorgung notwendig wäre. Der BDEW regt die Streichung des § 1 Abs. 2 S. 2 WindBG-E an:\r\n(2) (…) Werden die Flächenbeitragswerte nach Maßgabe von § 3 Absatz 1 und 2 erreicht, so ist dem überragenden öffentlichen Interesse am Ausbau der Windenergie nach § 2 des Erneu-erbare-Energien-Gesetzes für Vorhaben, die außerhalb von Windenergiegebieten im Sinne des § 2 Nummer 1 liegen, bei der Anwendung des § 35 Absatz 2 des Baugesetzbuchs Rechnung getragen. Satz 2 gilt nicht für Vorhaben im Sinne des § 249 Absatz 3 des Baugesetzbuchs.\r\n2.2 § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher anpassen)\r\nDer BDEW plädiert dafür, die Definition der Energiespeicheranlagen am selben Standort an den Wortlaut der Richtlinie anzupassen. Die im Gesetzesentwurf vorgesehene Begrenzung auf den räumlich-funktionalen Zusammenhang birgt Rechtsunsicherheiten und schränkt den Anwen-dungsbereich unnötig ein. Der BDEW schlägt folgende Änderung des § 2 Nr. 4 WindBG-E vor:\r\nEnergiespeicher am selben Standort: Eine Kombination aus einer Energiespeicheranlage und einer Anlage zur Erzeugung von erneuerbarer Energie, die an denselben Netzanschlusspunkt angeschlossen sind; Anlagen zur Speicherung von Strom und Wärme, die weder planfeststel-lungsbedürftig noch plangenehmigungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen Zusammen-hang mit einer Windenergieanlage an Land oder einer Solarenergieanlage stehen und\r\nSeite 7 von 20\r\ngegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen, wobei Anlagen zur Speicherung vonWärme mit Bohrung ins Erdreich nicht erfasst sind.“;\r\n2.3 § 6a Abs. 3 (neu) WindBG (Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen)\r\nNeben der im Gesetzesentwurf enthaltenen Lösung für Bestandsbeschleunigungsgebiete ist dringend eine gesetzliche Regelung erforderlich, die die Verfahrenserleichterungen des geplan-ten § 6b WindBG-RegE in den seit Mitte 2024 neu ausgewiesenen Windenergiegebieten schnell, unkompliziert und europarechtskonform anwendbar macht.\r\nEine ausführliche Erläuterung findet sich in der Anlage zur Stellungnahme.\r\nVorgeschlagen wird eine Ergänzung von § 6a WindBG als RED III-konforme Übergangsregelung für neue Windenergiegebiete. Alle nach Mai 2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete werden danach zu Beschleunigungsgebieten, wenn und sobald das jeweilige Gebiet materiell die Anfor-derungen aus Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III erfüllt. Ob die Anforderungen erfüllt werden, wird zusätzlich durch den Planungsträger oder die plangenehmigende Behörde überprüft. Der BDEW schlägt folgende Neuregelung in § 6a Abs. 3 WindBG-E vor:\r\n(3) Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 aus-gewiesen worden sind, sind Beschleunigungsgebiete im Sinne des Artikels 15c der Richtlinie (EU) 2018/2001 [Ergänzung Vollzitat der Richtlinie],\r\n1.\r\nwenn das Windenergiegebiet den Anforderungen an Beschleunigungsgebiete nach Arti-kel 15c Absatz 1 und 2 der Richtlinie entspricht und\r\n2.\r\nsobald die nach § 5 Absatz 1 zuständige Behörde das Windenergiegebiet durch Feststel-lung der Anforderungen nach Artikel 15c der Richtlinie als Beschleunigungsgebiet ausge-wiesen hat, wobei\r\na.\r\ndie Regelungen nach § 8 Absätze 1 und 2 und § 9 Absatz 5 des Raumordnungsgeset-zes sowie § 2 Absatz 4 und § 13 Absatz 2 und 3 des Baugesetzbuchs entsprechend anzuwenden sind und\r\nb.\r\ndie Entscheidung über die Gebietseigenschaft innerhalb von drei Monaten nach Ein-gang des Antrags einer öffentlichen Stelle oder Person des Privatrechts ergeht, die die Anforderungen des Plans zu beachten hat.\r\nSeite 8 von 20\r\n2.4 § 6b Abs. 3 WindBG-E (Überprüfungsverfahren anpassen)\r\nDer BDEW begrüßt, dass im Screening-Verfahren nun auf eindeutige tatsächliche Nachweise abgestellt wird. Wünschenswert wäre zudem, wenn klargestellt wird, dass nur ausnahmsweise von höchstwahrscheinlichen unvorhergesehenen nachteiligen Auswirkungen auszugehen ist.\r\nZudem muss klar sein, dass der Vorhabenträger nur darstellen muss, welche Maßnahmen er bezogen auf welche Umwelteinwirkungen ergreifen will. Es sind diesbezüglich keine weiteren Unterlagen und insbesondere keine Wirksamkeitsnachweise beizubringen. Da nunmehr auch die Unterlagen für das Überprüfungsverfahren Teil der Vollständigkeit und relevant für das Lau-fen der Frist nach Satz 7 sind, ist außerdem klarzustellen, dass außer den genannten Unterlagen keine zusätzlichen Nachweise beigebracht werden müssen. Der BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 3 WindBG-E an:\r\n(3) (…) Ältere Daten dürfen berücksichtigt werden, wenn sie Bestandteil systematisch und fort-laufend aktualisierter behördlicher Fachdatenbanken sind oder im Einzelfall hinreichend vali-diert wurden. Die Zulassungsbehörde teilt dem Träger des Vorhabens auch schon vor Antrag-stellung auf Anfrage innerhalb von 14 Tagen mit, welche Daten vorhanden sind. (…) Die Zulas-sungsbehörde überprüft unter Berücksichtigung der Daten nach Satz 1 sowie der Unterlagen nach Satz 4, ob eindeutige Nachweise vorliegen, dass das Vorhaben bei Durchführung der Maß-nahmen nach Satz 4 ausnahmsweise höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene nachteilige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets ha-ben wird (…)\r\n2.5 § 6b Abs. 4 WindBG-E (Genehmigungsfiktion aufnehmen)\r\nDie in der RED III vorgesehene Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten ist noch nicht im Gesetzesentwurf vorgesehen. Die Fallkonstellation, dass die Zulassungsbehörde inner-halb der Screening-Frist keine Entscheidung trifft, wurde nicht umgesetzt. Mit Ablauf der Scree-ning-Frist soll eine Art Bindungswirkung bezogen auf das Umweltrecht eintreten. Der BDEW plädiert hier für eine 1:1-Umsetzung des Art. 16a Abs. 5 UAbs. 1 S. 1 RED III. Der BDEW regt folgende Ergänzung in § 6b Abs. 4 WindBG-E an:\r\n(4) (…). Trifft die Zulassungsbehörde innerhalb der Frist nach Satz 1 keine Entscheidung dar-über, gilt das Vorhaben unter Umweltgesichtspunkten als genehmigt.\r\n2.6 § 6b Abs. 5 WindBG-E (Fledermausmaßnahmen anpassen)\r\nBei den Maßnahmen für Fledermäuse muss eine Anpassung der Abregelung aufgrund des Gondel-Monitorings verpflichtend sein.\r\nSeite 9 von 20\r\n(5) (…) Zum Schutz von Fledermäusen vor Tötung und Verletzung beim Betrieb der Wind-energieanlage an Land hat die Zulassungsbehörde stets geeignete Minderungsmaßnahmen in Form einer Abregelung der Windenergieanlage anzuordnen. Die Zulassungsbehörde kann hat die angeordnete Abregelung auf Verlangen des Antragstellers auf Grundlage einer zweijähri-gen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Rotorbereich der Windenergieanlage anzupassen.\r\n2.7 § 6b Abs. 6 WindBG-E (keine obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung)\r\nDer BDEW lehnt die Öffentlichkeitsbeteiligung bei einem negativen Screening ab.\r\nDiese Regelung läuft auf eine deutliche Verschärfung gegenüber der aktuellen Rechtslage hin-aus, wonach eine Öffentlichkeitsbeteiligung bei Windenergieanlagen in Windenergiegebieten erst ab 20 Windenergieanlagen erforderlich ist (Nr. 1.6.1 der Anlage 1 zur 4. BImSchV). Die vor-geschlagene Regelung ist weder völker- noch unionsrechtlich gefordert.\r\nEntgegen den Andeutungen auf Seite 55 der Entwurfsbegründung fordert die Aarhus-Konven-tion (AK) gerade keine Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für Windenergie-anlagen. Gemäß Art. 6 Abs. 1 a), Abs. 2, Abs. 7 AK ist eine Öffentlichkeitsbeteiligung im weites-ten Sinne nur bei Entscheidungen über die in Anhang I aufgeführten Tätigkeiten durchzuführen. Die Liste der in Art. 6 Abs. 1 a) AK genannten Tätigkeiten erfasst für den Energiebereich u. a. Kernkraftwerke oder Wärmekraftwerke mit einer Feuerungswärmeleistung von mindestens 50 MW. Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien werden dort weder im All-gemeinen noch im Speziellen mit Windenergieanlagen genannt. Folglich sind die Vorschriften der Aarhus-Konvention über die Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen gerade nicht anwendbar. Somit kann sich hieraus auch keine Pflicht zur Durchführung einer Öffentlichkeitsbeteiligung für WEA ergeben.\r\nAuch die RED III trifft keine Regelungen zur Beteiligung der Öffentlichkeit im Zulassungsverfah-ren. Lediglich in Art. 16b Abs. 5 S. 2 RED III ist geregelt, dass die Entscheidungen nach Satz 1 der Öffentlichkeit zugänglich gemacht werden. „Entscheidung“ in diesem Sinne ist die in Art. 16b Abs. 5 S. 1 HS 2 RED III nur für den Fall vorgesehene „Verwaltungsentscheidung“ (= Genehmi-gung), dass eindeutige Beweise dafür gegeben sind, dass ein bestimmtes Projekt angesichts der ökologischen Sensibilität des Vorhabengebietes höchstwahrscheinlich unvorhergesehene nach-teilige Auswirkungen haben wird. Dies entspricht der Sache nach einer öffentlichen Bekannt-machung der Genehmigung gemäß § 10 Abs. 8 BImSchG. Eine solche kann nach geltender Rechtslage auch im vereinfachten Verfahren ohne Öffentlichkeitsbeteiligung erfolgen.\r\nAuch die Bezugnahme auf den Erwägungsgrund 30 der RED III (Seite 55 der Entwurfsbegrün-dung) ist nicht hilfreich. Zum einen sind Erwägungsgründe – ähnlich wie eine Gesetzes- oder\r\nSeite 10 von 20\r\nEntwurfsbegründung – lediglich zur Auslegung des eigentlichen Normtextes heranzuziehen. Zum anderen lässt sich dem Erwägungsgrund 30 keine konkrete dahingehende Vorgabe ent-nehmen. Dort heißt es nämlich lediglich, die Mitgliedstaaten „sollten […] geeignete Maßnah-men ergreifen, um die Beteiligung lokaler Gemeinschaften an Projekten […] zu fördern.“ Hieraus dürfte allenfalls ein Appell abzuleiten sein, Möglichkeiten der finanziellen oder gesellschafts-rechtlichen Beteiligung der Standort- und Nachbargemeinden bzw. der dortigen Bevölkerung vorzusehen. Soweit Erwägungsgrund 30 darüber hinaus auf die Anwendbarkeit der Aarhus-Kon-vention hinweist, dürfte dies rein deklaratorisch zu verstehen sein.\r\nDie vorgeschlagene obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung bei negativem Screening-Ergebnis ist also weder völker- noch unionsrechtlich oder nach geltender nationaler Rechtslage gefor-dert. Sie läuft dem eigentlich intendierten Beschleunigungszweck des Gesetzesentwurfes dia-metral entgegen. Denn selbst unter Verzicht auf den Erörterungstermin dauern förmliche Ge-nehmigungsverfahren selbst bei optimalem Verlauf mindestens vier Monate länger als verein-fachte (vgl. § 10 Abs. 6a S. 1 BImSchG).1 Der BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 6 WindBG-E an:\r\n(6) Stellt die Zulassungsbehörde bei der Überprüfung fest, dass eindeutige Nachweise nach Absatz 3 Satz 6 vorliegen, so beteiligt sie im Zulassungsverfahren die Öffentlichkeit entspre-chend § 10 Absatz 3 bis 4 und 8 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes mit der Maßgabe, dass ein Erörterungstermin nicht statt-findet. Das Ergebnis der Überprüfung nach Satz 1 ist zu be-gründen und gemeinsam mit den nach dem jeweiligen Fachrecht erforderlichen Unterlagen im Rahmen der Öffentlichkeitsbeteiligung zur Einsicht auszulegen. Im Zulassungsbescheid ordnet die Zulassungsbehörde im Zulassungsbescheid neben den in Absatz 5 genannten Maß-nahmen (…).\r\n2.8 § 6b Abs. 7 WindBG-E (Zahlungspflicht bei fehlenden Daten anpassen)\r\nAuch wenn die im Entwurf vorgenommene Änderung der Zahlungspflicht in jährliche Zahlungen zu begrüßen ist, ist nach wie vor nicht nachvollziehbar, warum bei fehlenden Daten trotzdem eine Zahlung erfolgen soll. Die RED III sieht das nicht vor. Der BDEW plädiert dafür, die Zahlung auf 10.000 EUR je Megawatt installierter Leistung herabzusetzen (das sind in etwa die einge-sparten Kartierungskosten). Der BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 7 WindBG-E an:\r\n1 Vergleiche dazu gleichlautender Antrag der Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 19 der der BR-Drucksache: 396/24)\r\nSeite 11 von 20\r\n(…)\r\nSofern Soweit keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 vorhanden sind, auf deren Grundlage Maß-nahmen angeordnet werden können, beträgt die Höhe der Zahlung:\r\n3. für Windenergieanlagen an Land 210.000 Euro je Megawatt installierter Leistung,\r\n4. für Energiespeicheranlagen 60 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespeicher versiegelten Fläche.\r\nDie Zahlung ist von dem Betreiber der jeweiligen Anlage ab Inbetriebnahme der Anlage als zweckgebundene Abgabe an den Bund zu leisten. Die Mittel werden vom Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit bewirtschaftet. Sie sind für Maß-nahmen nach § 45d Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes zu verwenden, für die nicht be-reits nach anderen Vorschriften eine rechtliche Verpflichtung besteht und die der Sicherung oder Verbesserung des Erhaltungszustandes der durch den Betrieb von Windenergieanlagen an Land und Energiespeicheranlagen betroffenen Arten dienen.\r\n2.9 § 6b Abs. 8 WindBG-E (Rechtmäßigkeitsvermutung aufnehmen)\r\nNach der RED III ist – unbeschadet des Screenings – bei Einhaltung der Regeln auf Planebene und bei Durchführung der geeigneten Minderungsmaßnahmen davon auszugehen, dass die Projekte nicht gegen die in der Richtlinie genannten Bestimmungen verstoßen. Der BDEW regt folgende Anpassung in § 6 Abs. 8 WindBG-E an:\r\n(8) Mit der Anordnung von Maßnahmen nach Absatz 5 Satz 1 und 2, von Maßnahmen nach Absatz 6 Satz 3 oder 4, oder mit Festsetzung der Zahlung nach Absatz 7 Satz 2 ist davon auszu-gehen, dass die Errichtung und der Betrieb der Anlage nicht gegen die Vorschriften der §§ 33, 34 und 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des Wasserhaushaltsgeset-zes verstoßen; eine weitergehende Prüfung keine über die Überprüfung hinausgehende Prü-fung der Einhaltung der Vorschriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes ist daher nicht durchzuführen. Eine Ausnahme nach § 34 Absatz 3 bis 5 des Bundesnaturschutzgesetzes oder nach § 45 Absatz 7 des Bundesnatur-schutzgesetzes ist bei der Zulassung des Vorhabens nicht erforderlich. Die Anforderungen nach sonstigen Vorschriften des Fachrechts bleiben unberührt, sofern und soweit die Regelungen des Fachrechts neben den Vorschriften nach §§ 33, 34 und 44 Absatz 5 des Bundesnatur-schutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes anwendbar wären.\r\nSeite 12 von 20\r\n3 Anmerkungen zum BImSchG\r\n3.1 § 10a Abs. 5 BImSchG-E (elektronische Antragstellung für alle)\r\nAlle Genehmigungsverfahren sollen im Sinne des Bund-Länder-Pakts vom November 2023 vollständig und ausschließlich elektronisch geführt werden (insofern wäre eigentlich eine Än-derung der § 10 Abs. 1 S. 1 BImSchG und § 2 Abs. 1 S. 1 der 9. BImSchV notwendig). Auch Art. 16 Abs. 3 S. 7 der RED III fordert die vollständige elektronische Verfahrensführung. Es ist nicht ersichtlich, warum hiervon in Bezug auf Einwendungen abgewichen werden sollte, zumal die RED III keine Regelungen zur Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren ent-hält. Auch nationales Recht fordert nicht, dass Einwendungen in nicht-elektronischer Form er-hoben werden können müssen. Zudem ist in der RED III nicht vorgesehen, dass der Antragstel-ler einen Zugang zur Übermittlung elektronischer Dokumente zu eröffnen hat. Das ist weniger ein rechtliches als ein praktisches Problem (Stichwort: ELSTER-Zugang). Der BDEW regt folgende Anpassung in § 10a Abs. 5 BImSchG-E an: (5) Ab dem 21. November 2025 ist das Genehmigungsverfahren elektronisch durchzufüh-ren. Satz 1 gilt nicht für Personen, die Einwendungen erheben. Der Antragsteller hat einen Zu-gang für die Übermittlung elektronischer Dokumente und für die elektronische Zustellung zu eröffnen.\r\nIn der Folge muss auch §10 Abs. 7 BImSchG angepasst werden. Dort ist aktuell noch geregelt, dass der Genehmigungsbescheid schriftlich zu erlassen ist, damit scheiden andere Formen der Erteilung des Verwaltungsaktes aus. Hier sollte schriftlich oder elektronisch stehen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 10 Abs. 7 BImSchG an:\r\n(7) Der Genehmigungsbescheid ist schriftlich oder elektronisch zu erlassen, schriftlich zu be-gründen und dem Antragsteller und den Personen, die Einwendungen erhoben haben, zuzu-stellen. (…)\r\n3.2 § 10a Abs. 6 BImSchG-E (Genehmigungsfristen für Repowering nicht verlängern)\r\nDie in § 10a Abs. 6 BImSchG-E enthaltene Verfahrensdauer für Repowering durch die allge-meine Vorgabe einer 6-Monatsfrist stellt eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage dar. Hier muss klar sein, dass das nur gilt, wenn Vorhaben im förmlichen Verfahren genehmigt werden, da sonst drei Monate nach § 10 Abs. 6a BImSchG gelten.\r\nSeite 13 von 20\r\nDie Begründungspflicht bei Fristverlängerung sollte an den Wortlaut der Richtlinie angepasst werden. (Wortlaut Art. 16a Abs. 2 S. 4 RED III: „Die Mitgliedstaaten unterrichten den Projekt-träger in aller Klarheit über die außergewöhnlichen Umstände, die diese Verlängerung recht-fertigen.“). Außerdem regt der BDEW an, durch die Ergänzung eines Beispiels aus Art. 16a Abs. 2 S. 3 RED III klarzustellen, dass die zur Verlängerung führenden Ausnahmegründe in der Natur des Vorhabens liegen müssen und nicht in der Überforderung/Überlastung der Behörde begründet sein dürfen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 10a Abs. 6 BImSchG-E an:\r\n(6) Über den Genehmigungsantrag für ein folgendes Vorhaben in einem für ein solches Vorhaben geltenden Beschleunigungsgebiet für erneuerbare Energie nach Artikel 2 Unterab-satz 2 Nummer 9a der Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom 13. Juni 2024 ist unbe-schadet kürzerer gesetzlicher Fristen innerhalb einer Frist von sechs Monaten zu entscheiden:\r\n1. ein Vorhaben, das das Repowering einer Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energie betrifft,\r\n2. ein Vorhaben, das eine neue Anlage mit einer Stromerzeugungskapazität unter 150 Kilowatt betrifft oder\r\n3. ein Vorhaben, das einen Energiespeicheranlagen am selben Standort nach Artikel 2 Unterabsatz 2 Nummer 44d der Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom 13. Juni 2024, einschließlich einer Anlage zur Speicherung von Strom oder Wärme, betrifft.\r\nIn durch außergewöhnliche Umstände hinreichend begründeten Fällen – beispielsweise aus übergeordneten Sicherheitsgründen bei wesentlichen Auswirkungen eines Vorhabens auf das Netz – kann die Genehmigungsbehörde die Frist um bis zu drei Monate verlängern. Die Fristverlängerung ist gegenüber dem Antragsteller unter Mitteilung der außergewöhnlichen Umstände, die diese Verlängerung rechtfertigen, zu begründen.“ Die Mitgliedstaaten unter-richten den Projektträger in aller Klarheit über die außergewöhnlichen Umstände, die diese Verlängerung rechtfertigen\r\n3.3 § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG (Vereinfachte Typenänderung anpassen)\r\nDer BDEW begrüßt, dass beim vereinfachten Typenwechsel nun auch die militärischen und luftverkehrlichen Belange im Gesetz adressiert werden. Das hatte der BDEW schon lange ge-fordert. Allerdings ist die vorgeschlagene Verfahrensdauer für Änderungsgenehmigungsver-fahren bei einem vereinfachten Typenwechsel von drei Monaten zu lang und die mehrfache Vollständigkeitsprüfung sinnlos.\r\nDie zwei Monate, die der Luftfahrbehörde in §§ 14 Abs. 1, 12 Abs. 2 S. 2 LuftVG zugebilligt werden, betreffen die erstmalige Erteilung einer Genehmigung. Sofern man mit Blick auf die\r\nSeite 14 von 20\r\nvon § 13 BImSchG bewirkte Verfahrenskonzentration § 12 LuftVG überhaupt noch für an-wendbar halten will, sollte ihr bei derart geringfügigen Änderungen wie in § 16b Abs 7. S. 3 BImSchG ein Monat genügen. Dann könnte man insgesamt acht Wochen als Frist für die Ge-nehmigungsfiktion festlegen, was gegenüber den aktuell geltenden sechs Wochen eine zumut-bare Verschlechterung wäre. Der BDEW schlägt als Kompromiss eine Frist zur Genehmigungs-fiktion von maximal acht Wochen und Fristbeginn mit Vollständigkeit der Antragsunterlagen vor. Der BDEW regt folgende Anpassung in § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG-E an:\r\n(7) (…) Wird der Standort der Anlage um nicht mehr als 8 Meter geändert, die Gesamthöhe um nicht mehr als 20 Meter erhöht und der Rotordurchlauf um nicht mehr als 8 Meter verrin-gert, sind ausschließlich die Vereinbarkeit der Änderungen mit militärischen und luftverkehrli-chen Belangen zu prüfen sowie die Anforderungen nach Absatz 8 nachzuweisen und zu prü-fen. Unverzüglich nach Eingang der vollständigen Antragsunterlagen hat die Genehmigungsbe-hörde die für die militärischen und luftverkehrlichen Belange zuständigen Behörden zu beteili-gen. Diese Behörden teilen der Genehmigungsbehörde den jeweiligen Zeitpunkt des Eingangs der vollständigen Antragsunterlagen mit. Die Genehmigungs-behörde teilt den spätesten nach Satz 5 mitgeteilten Zeitpunkt dem Antragsteller mit. Im Fall der Ergänzung oder Änderung des Antrags sind die Sätze 5 und 6 ent-sprechend anzuwenden.\r\n(8a) Im Fall von Absatz 7 Satz 3 gilt die Genehmigung einschließlich der Nebenbestimmungen nach Ablauf von drei Monaten acht Wochen ab Vollständigkeit der Antragsunterlagen dem spätesten gemäß Ab-satz 7 Satz 6 oder 7 mitgeteilten Zeitpunkt als antragsgemäß geändert, sofern die Genehmigungsbehörde nicht zuvor über den Antrag entscheidet oder ein Antrag nach Absatz 5 gestellt wird. § 42a Absatz 3 des Verwaltungsverfahrensgesetzes ist entspre-chend anzuwenden.\r\n4 Anmerkungen zum BauGB\r\n§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB (Außenbereich nicht komplett schließen)\r\nDie Neufassung des § 249 Absatz 2 Satz 1 BauGB enthält enge Voraussetzungen für die Zuläs-sigkeit von Windenergievorhaben, die aufgrund der Flächenzielerreichung entprivilegiert sind. Grundsätzlich nachvollziehbar ist, den Ausbau der Windenergie so zu bündeln, dass er vorwie-gend in den dafür ausgewiesenen Gebieten stattfindet. Nicht nachvollziehbar ist hingegen, dass im Hinblick auf die in § 35 Absatz 3 Nr. 5 genannten Belange allein ein Berührtsein zur Unzulässigkeit führen soll. Das ist eine wesentliche Verschlechterung im Vergleich zur jetzigen Rechtslage, nach der auf eine Beeinträchtigung der Belange und eine Verunstaltung des Orts-\r\nSeite 15 von 20\r\nund Landschaftsbildes abgestellt wird. Diese Verschärfung führt nicht dazu, dass Windenergie-anlagen im Rahmen des § 35 Abs. 2 BauGB nur noch ausnahmsweise zulässig sind, sondern dazu, dass die Anlagen ausnahmslos unzulässig sind. Denn es wird in der Praxis schwer zu ar-gumentieren sein, dass das Orts- und Landschaftsbild nicht zumindest berührt ist.\r\nZudem ist diese Verschärfung wegen des ohnehin geplanten Wegfalls des überragenden öf-fentlichen Interesses (siehe § 1 WindBG) auch überflüssig. Denn allein durch die Ergänzung von § 1 WindBG ist sichergestellt, dass sich die Windenergie im unbeplanten Außenbereich nur noch ausnahmsweise durchsetzt. Der BDEW regt die Streichung, des § 249 Abs. 2 S. 1 BauGB an:\r\nWurde das Erreichen eines in der Anlage des Windenergieflächenbedarfsgesetzes bezeichne-ten Flächenbeitragswerts des Landes gemäß § 5 Absatz 1 oder Absatz 2 des Windenergieflä-chenbedarfsgesetzes festgestellt, kann außerhalb der Windenergiegebiete gemäß § 2 Num-mer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes ein in Absatz 1 genanntes Vorhaben nur aus-nahmsweise nach § 35 Absatz 2 zugelassen werden, wenn ausgeschlossen ist, dass weder die in § 35 Absatz 3 Nummer 5 genannten Belange noch das Orts- und Landschaftsbild berührt sind.\r\nSollte dies nicht durchsetzbar sein, ist mindestens folgende Anpassung vorzunehmen:\r\nWurde das Erreichen eines in der Anlage des Windenergieflächenbedarfsgesetzes bezeichne-ten Flächenbeitragswertes des Landes gemäß § 5 Absatz 1 oder Absatz 2 des Windenergieflä-chenbedarfsgesetzes festgestellt, kann außerhalb der Windenergiegebiete gemäß § 2 Num-mer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes ein in Absatz 1 genanntes Vorhaben nur aus-nahmsweise nach § 35 Absatz 2 zugelassen werden, wenn ausgeschlossen ist, dass weder die in § 35 Absatz 3 Satz 1 Nummer 5 genannten Belange noch das Orts- und Landschaftsbild be-rührt beeinträchtigt sind oder das Orts- und Landschaftsbild verunstaltet wird.\r\nSeite 16 von 20\r\nAnlage\r\nFolgen fehlender RED III-Umsetzung für neue Windenergiegebiete\r\nDer wesentliche Grund für die jüngsten Ausbauerfolge in der Windenergie war die EU-Notfall-VO und die deutsche Regelung in § 6 WindBG. Dadurch wurde gewährleistet, dass sowohl Be-lange des Artenschutzes als auch des EE-Ausbaus adressiert wurden. Die Erneuerbaren-Ener-gien-Richtlinie (RED III) führt nun Beschleunigungsgebiete für Windenergie ein (vgl. Art. 15c Abs. 1 u. 2 RED III), mit denen das Erfolgsmodell fortgesetzt werden kann. Im Mai 2024 bereits be-stehende Windenergiegebiete wurden durch § 6a Abs. 1 WindBG zu Beschleunigungsgebieten erklärt (Art. 15c Abs. 4 RED III). Im Regierungsentwurf wird für diese Gebiete in § 6b WindBG-RegE eine Nachfolgeregelung für die genehmigungsrechtlichen Erleichterungen nach § 6 WindBG geschaffen.\r\nSeit Mai 2024 wurden und werden wegen der Zielvorgaben im WindBG flächendeckend neue Windenergiegebiete ausgewiesen. Die Gebiete entsprechen größtenteils bereits vollumfänglich den Anforderungen der RED III für Beschleunigungsgebiete (Art. 15c und 15d RED III). Sofern bei der Umsetzung der RED III keine Regelung geschaffen wird, durch die die später ausgewiesenen Gebiete zu Beschleunigungsgebieten werden, sind die Vorgaben des geplanten § 6b WindBG-RegE dort nicht anwendbar. Die neuen Windenergiegebiete können dann nicht das Potenzial von Beschleunigungsgebieten entfalten und die Genehmigungsverfahren drohen erneut am Ar-tenschutz zu scheitern. Die Folge wäre ein regionaler Fadenriss beim Ausbau der Windenergie und ein Rückfall auf die Stagnationsphase vor 2023. Das betrifft allein bei den in Brandenburg im Jahr 2024 bereits in Kraft getretenen beiden Regionalplänen 79 Windenergiegebiete, von denen nur ein geringer Teil aufgrund einer vorhandenen Bauleitplanung Beschleunigungsge-biete nach § 6a Abs. 1 WindBG sind. Es ist zu erwarten, dass das Problem sich zunehmend ver-schärfen wird, da bis zum Inkrafttreten der RED III-Umsetzung viele weitere Regionalpläne in Kraft treten werden. So sollen etwa in NRW bis Herbst 2025 alle in Aufstellung befindlichen Regionalpläne zur Steuerung der Windenergienutzung in Kraft treten.\r\nVor diesem Hintergrund ist jetzt eine gesetzliche Regelung erforderlich, die die Verfahrenser-leichterungen des geplanten § 6b WindBG-RegE in den seit Mitte 2024 neu ausgewiesenen Windenergiegebieten schnell, unkompliziert und europarechtskonform anwendbar macht.\r\nSeite 17 von 20\r\nVorschlag für eine europarechtskonforme RED III-Übergangsregelung\r\nVorgeschlagen wird eine Ergänzung von § 6a WindBG als RED III-konforme Übergangsregelung für neue Windenergiegebiete. Alle nach Mai 2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete werden danach zu Beschleunigungsgebieten, wenn und sobald das jeweilige Gebiet materiell die Anfor-derungen aus Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III erfüllt. Ob die Anforderungen erfüllt werden, wird zusätzlich durch den Planträger oder die plangenehmigende Behörde überprüft.\r\nFormulierungsvorschlag für einen neuen § 6a Abs. 3 WindBG-NEU\r\n(3) Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 aus-gewiesen worden sind, sind Beschleunigungsgebiete im Sinne des Artikels 15c der Richtlinie (EU) 2018/2001 [Ergänzung Vollzitat der Richtlinie],\r\n3.\r\nwenn das Windenergiegebiet den Anforderungen an Beschleunigungsgebiete nach Arti-kel 15c Absatz 1 und 2 der Richtlinie entspricht und\r\n4.\r\nsobald die nach § 5 Absatz 1 zuständige Behörde das Windenergiegebiet durch Feststel-lung der Anforderungen nach Artikel 15c der Richtlinie als Beschleunigungsgebiet ausge-wiesen hat, wobei\r\nc.\r\ndie Regelungen nach § 8 Absätze 1 und 2 und § 9 Absatz 5 des Raumordnungsgeset-zes sowie § 2 Absatz 4 und § 13 Absatz 2 und 3 des Baugesetzbuches entsprechend anzuwenden sind und\r\nd.\r\ndie Entscheidung über die Gebietseigenschaft innerhalb von drei Monaten nach Ein-gang des Antrages einer öffentlichen Stelle oder Person des Privatrechts ergeht, die die Anforderungen des Planes zu beachten hat.\r\nNach dem 19. Mai 2024 neu ausgewiesene Windenergiegebiete, § 6a Abs. 3 1. Hs. WindBG-NEU\r\nDie vorgeschlagene Regelung des neuen § 6a Abs. 3 WindBG-NEU bezieht sich im sachlichen Anwendungsbereich auf Windenergiegebiete, die nach dem 19. Mai 2024 ausgewiesen wurden. Damit betrifft die Regelung in zeitlicher Hinsicht die Gebiete, die nicht unter Art. 15c Abs. 4 RED III fallen. In Deutschland wurden die vorher bestehenden Windenergiegebiete bereits über § 6a Abs. 1 WindBG zu Beschleunigungsgebieten erklärt.\r\nSeite 18 von 20\r\nAbsicherung der RED-III-Anforderungen an Beschleunigungsgebiete, § 6a Abs. 3 Nr. 1 WIndBG-NEU\r\nDie Regelung stellt durch § 6a Abs. 3 Satz 1 Nr. 1 WindBG-NEU ausdrücklich sicher, dass nur solche Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete anzusehen sind, die den Anforderun-gen nach Artikel 15c Abs. 1 und 2 RED III entsprechen. Durch die Anforderung einer zwingenden Übereinstimmung des Gebietes mit den Anforderungen der RED III – namentlich an Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III – an Beschleunigungsgebiete ist die materielle Entsprechung der Gebietsei-genschaft sichergestellt und wird durch die Überprüfung des jeweiligen Planungsträgers bzw. der plangenehmigenden Behörde nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 WindBG-NEU zusätzlich abgesichert.\r\nFür neue Windenergiegebiete werden planerisch stets Regeln für Maßnahmen festgelegt sein.2 Die Pflicht zur Festlegung von Maßnahmen auf Planebene ergibt sich für Regionalpläne aus § 8 Abs. 1 und Anlage 1 Nr. 2 lit. c zum ROG und für Bauleitpläne aus §§ 2 Abs. 4, 2a und Anlage 1 Nr. 2 lit. c zum BauGB. Die Richtlinie geht bei der Forderung nach Regeln für Maßnahmen (Art. 15c Abs. 1 UAbs. 1 lit. b, 2 RED III) nicht darüber hinaus. Es ist insofern zur Konkretisierung der Regeln insbesondere zulässig, dass der Plan hinsichtlich der für das Vorhaben anzuordnenden konkreten Maßnahmen auf die Zulassungsebene verweist. Dann sind die für die jeweilige Um-weltauswirkung maßgeblichen materiell-rechtlichen Anforderungen durch den Vorhabenträger anzuwenden, z. B. nach § 45b und Anlage 1 zum BNatSchG, wenn er auf Grundlage des Umwelt-berichtes ein Maßnahmenkonzept vorschlägt, um den im Umweltbericht beschriebenen Um-weltauswirkungen zu begegnen.\r\nÜberprüfung der RED-III-Anforderungen an Beschleunigungsgebiete, § 6a Abs. 3 Nr. 2 WindBG-NEU\r\nDie Feststellungsentscheidung nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 WindBG-NEU zur Ausweisung des jeweili-gen Windenergiegebietes als Beschleunigungsgebiet trifft die nach § 5 Abs. 1 WindBG zustän-dige Behörde. Zuständige Behörde ist damit der Planungsträger und bei Regionalplänen die plangenehmigende Landesbehörde. Die Überprüfung und Feststellung der Eigenschaft als Be-schleunigungsgebiet sichert die Europarechtskonformität formell ab. Dadurch wird Rechtssi-cherheit geleichermaßen für Genehmigungsbehörden und Planungsträger geschaffen.\r\n2 Zur Veranschaulichung der integrierte Regionalplan Uckermark-Barnim, dessen Umweltbericht und die wind-energiegebietsspezfischen Steckbriefe, abrufbar unter: https://uckermark-barnim.de/was-wir-tun/plaene/inte-grierter-regionalplan-uckermark-barnim-satzung-2024/.\r\nSeite 19 von 20\r\nVerweis auf Regeln zur Strategischen Umweltprüfung und Öffentlichkeitsbeteiligung, § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. a WindBG-NEU\r\nFür die durch die Ausweisung mittels Feststellung verursachten Umweltauswirkungen gelten nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. a WindBG-NEU die Regelungen zur Strategischen Umweltprüfung (SUP) aus § 8 Abs. 1 und 2 ROG sowie § 2 Abs. 4 BauGB entsprechend. Mit der ursprünglichen Gebietsausweisung wurde bereits eine SUP durchgeführt. Da durch die Feststellung der Eigen-schaft als Beschleunigungsgebiet selbst in aller Regel keine Umweltauswirkungen verursacht werden, wird die zuständige Behörde in aller Regel nach § 8 Abs. 2 S. 1 ROG bzw. § 2 Abs. 4 S. 5 BauGB zu dem Ergebnis kommen, dass eine erneute SUP in Ermangelung entsprechender Aus-wirkungen nicht durchzuführen ist. Das hinsichtlich der Entscheidung über die Durchführung einer SUP bestehende Ermessen dürfte regelmäßig auf null reduziert sein. Außerdem gelten auch die planerischen Vorgaben für eine vereinfachte Öffentlichkeitsbeteiligung nach § 9 Abs. 5 ROG und § 13 Abs. 2 f. BauGB entsprechend. Mit der Klarstellung, dass die Regelungen zur SUP anzuwenden sind, wird ebenfalls die Europarechtskonformität abgesichert. Die Absiche-rung erfasst dann sogar den Fall, dass nach der RED III auch der Akt zur nachträglichen Auswei-sung des Gebietes durch Feststellung der Gebietseigenschaft als Beschleunigungsgebiet einer SUP bedarf3. Mit dem zusätzlichen Verweis auf die Regelungen zur vereinfachten Öffentlich-keitsbeteiligung sind auch etwaige Anforderungen der RED III in diese Richtung hinreichend adressiert (vgl. Art. 15d RED III).\r\nAntragserfordernis, § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b WindBG-NEU\r\nDie Feststellung der Eigenschaft als Beschleunigungsgebiete erfolgt nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b WindBG-NEU auf Antrag, um unnötige Feststellungsentscheidungen zu vermeiden. So ist sicher-gestellt, dass nur die Windenergiegebiete Gegenstand der Prüfung auf ihre Eigenschaft als Be-schleunigungsgebiete werden, in denen zeitnah Vorhaben zugelassen werden sollen. Für be-reits bebaute Gebiete entfällt damit die Überprüfung. In Anlehnung an § 6 ROG ist der Kreis der Antragsberechtigten begrenzt. Antragsberechtigt sind öffentliche Stellen oder Personen des Pri-vatrechts, die die Anforderungen des Planes zu beachten haben. Antragsteller können danach die Genehmigungsbehörden und natürlich private Träger von Vorhaben sein, deren Standort innerhalb des jeweiligen Windenergiegebietes liegen.\r\n3 Die Frage am Rande aufwerfend M. Deutinger/T. Müller/F. Sailer, „Lücke“- Problematik(en) bei der Umsetzung der Beschleunigungsgebiete, Würzburger Berichte zum Umweltenergierecht Nr. 59 vom 12.06.2025, S. 6.\r\nSeite 20 von 20\r\nLiegt ein Antrag nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b WindBG-NEU vor, hat die Überprüfung des Wind-energiegebietes hinsichtlich der Anforderungen nach Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III innerhalb von drei Monaten nach Eingang des Antrages zu erfolgen. Damit wird effektives Verwaltungshan-deln gefördert. So ist gewährleistet, dass Genehmigungsverfahren durch eine zeitnahe Ent-scheidung über die Eigenschaft des Windenergiegebietes als Beschleunigungsgebiet auch tat-sächlich beschleunigt werden. Die drei Monate stellen sicher, dass erforderlichenfalls noch eine (vereinfachte) Öffentlichkeitsbeteiligung zu den Änderungen nach § 9 Abs. 5 ROG bzw. § 13 Abs. 2 f. BauGB durchgeführt werden kann."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013335","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge für Fachgesetze zur Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren für den Stromverteilnetzausbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ff/be/375647/Stellungnahme-Gutachten-SG2411220003.pdf","pdfPageCount":26,"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, 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. 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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. 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":"Ergänzungsvorschläge zur Umsetzung des Kraftwerkssicherheitsgesetzes ","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":"Festlegung der Preise und Bedingungen für den Zugang Dritter zum geförderten Gigabitnetz auf Vorleistungsebene","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. 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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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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. 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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. 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\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\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\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":"Ergänzungsvorschläge zur Systemstabilität bei hoher PV-Einspeisung und Vermeidung von Mittagsspitzen ","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. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38."},"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":"RV0013954","regulatoryProjectTitle":"Änderung des § 35e EnWG zur Anpassung der Gasspeicherumlage an europäische Vorgaben","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/04/18/387907/Stellungnahme-Gutachten-SG2412190092.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"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, 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":"Änderungsvorschläge zur Novellierung der 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":"Änderungsvorschläge zur Überarbeitung des EU-Rechtsrahmens zur Energieversorgungssicherheit im Rahmen des Fitness Checks ","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. 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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/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":"Hinweise zum Regelungsvorschlag zur Steuerung der Windenergie an Land","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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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, 20. 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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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\r\nder 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\nBerlin, 1. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nAuswirkungen der EU-Methanemissi-onsverordnung (MER) auf die Versor-gungssicherheit\r\nHandlungsoptionen\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Pflichten für Importeure aus der EU-Methanemissionsverordnung ..................... 3\r\n3 Exkurs: Entwicklungen des Gasmarktes .............................................................. 5\r\n4 Problemlage für Importeure .............................................................................. 6\r\n5 Handlungsoptionen ........................................................................................... 8\r\nSeite 3 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDie EU-Methanemissionsverordnung (MER) ist weltweit die erste detaillierte Regulierung zur Überwachung, Meldung und Reduzierung von Methanemissionen im Energiesektor und betrifft nicht nur die Produktion, Speicherung und den Transport von Erdgas innerhalb der EU, sondern über Verpflichtungen für Importeure auch die Produktion von Rohöl, Erdgas und Kohle in Län-dern außerhalb von Europa.\r\nDie praktische Umsetzung der MER ist mit einem erheblichen bürokratischen Aufwand und da-mit einhergehenden Kosten verbunden. Viele zentrale Datenpunkte sind bislang unklar, müssen von Importeuren jedoch erfasst bzw. eingefordert und anschließend durch unabhängige Stellen verifiziert werden. Dies erzeugt zusätzliche administrative Ebenen, deren Bearbeitung wiede-rum von Behörden geprüft werden muss. Entscheidend ist daher, den mit der Verordnung ein-hergehenden Bürokratieaufwand so gering wie möglich zu halten, um unnötige Belastungen für Unternehmen und Verwaltung zu vermeiden.\r\nBereits vor Inkrafttreten der MER existierten im Energiesektor, sowohl in Deutschland als auch international, Projekte zur Erfassung und Reduktion von Methanemissionen, wie etwa die OGMP-Initiative (Oil and Gas Methane Partnership) der UNEP. Diese Programme verdeutlichen jedoch, dass der systematische Aufbau von Monitoring- und Reportingstrukturen (M&R) hoch-komplex ist. Die Implementierung standardisierter Prozesse zur Messung, Datenerfassung und -auswertung erfordert erhebliche Zeit und Ressourcen und stellt viele Unternehmen vor große organisatorische Herausforderungen.\r\nDie sehr detaillierten Anforderungen der MER an diesen Bereich, bedeuten sowohl für Produ-zenten und Netzbetreiber in der EU als auch für Importeure einen erheblichen Aufwand in der Umsetzung. Eine Implementierung, insbesondere im Verifizierungsprozess, im gesetzten Zeit-raum dürfte daher für viele Unternehmen nicht oder nur schwer umsetzbar sein.\r\nIm Folgenden sollen die aktuell wichtigsten Probleme und mögliche Lösungsvorschläge für Im-porteure aufgezeigt werden, da die EU und Deutschland auch längerfristig stark von Energieim-porten abhängig sein werden.\r\n2 Pflichten für Importeure aus der EU-Methanemissionsverordnung\r\nInformationspflichten\r\nSeit Mai 2025 müssen Importeure von Erdgas gemäß der EU-Methanemissionsverordnung (MER) jährlich an das BAFA bestimmte Informationen über im vorherigen Kalenderjahr aus EU-Drittländern importiertes Erdgas melden.\r\nSeite 4 von 13\r\nGleichwertigkeitspflichten\r\nAb 2027 muss der Importeur zusätzlich nachweisen, dass das importierte Erdgas aus Quellen stammt, die laut MER „gleichwertigen“ Überwachungs-, Berichterstattungs- und Überprüfungs-standards (measuring, monitoring, reporting and verification, MRV) unterliegen. Unter Verträ-gen, die vor dem Inkrafttreten der MER (04.08.2024) abgeschlossen wurden, muss der Impor-teur „nur“ alle zumutbaren Anstrengungen unternehmen, um die MRV-Gleichwertigkeit zu er-reichen.\r\nIntensitäts-Berichtspflichten\r\nAb 2028 muss der Importeur bezüglich der Mengen, die er im EU-Markt in Verkehr bringt, über die Methanintensität der Erdgasproduktion Bericht erstatten. Die Methode hierfür wird die Kommission erst später in einem delegierten Rechtsakt festlegen. Unter Verträgen, die vor dem Inkrafttreten der MER (04.08.2024) abgeschlossen wurden, muss der Importeur alle zumutba-ren Anstrengungen unternehmen, um die Methanintensität melden zu können, es sei denn der Vertrag wird erneuert, wobei der Begriff der Erneuerung derzeit sehr breit gefasst ist.\r\nHöchstwerte für Methanintensität\r\nUnter ab August 2030 abgeschlossenen Verträgen muss der Importeur nachweisen, dass das in der EU in Verkehr gebrachte Erdgas unterhalb der bis dahin festzulegenden Höchstwerte für die Methanintensität liegt. Hierzu erlässt die Europäische Kommission noch delegierte Rechtsakte, um Höchstwerte zu bestimmen. Auch hier besteht ein Risiko bei Vertragsänderungen bzw. An-passungen.\r\nSanktionen\r\nDie Nichterfüllung der Vorgaben kann Sanktionen nach sich ziehen. Solange die Mitgliedstaaten keine eigenen Vorschriften über Sanktionen erlassen haben (Stand heute), können die nationa-len Gerichte auf Antrag der zuständigen Behörde Geldbußen verhängen. Derzeit besteht noch keine Klarheit über die Ausgestaltung der nationalen Sanktionsregime. Die Mitgliedstaaten soll-ten bis 5. August 2025 entsprechende nationale Regelungen erlassen. Die Frist wurde von der überwiegenden Mehrheit der Mitgliedstaaten nicht eingehalten.\r\nFazit\r\nDie für die weitere Diversifizierung der deutschen und europäischen Gasbezüge notwendigen Neuverträge mit nicht-russischen Lieferanten, die über das Jahr 2026 hinausreichen, werden durch die MER deutlich schlechter gestellt als Verträge, die vorher enden. Für diese Neuverträge besteht derzeit erhebliche Rechtsunsicherheit bezüglich der erforderlichen Anforderungen, den Möglichkeiten die Verpflichtungen zu erfüllen und eventueller Sanktionen. Dies erschwert\r\nSeite 5 von 13\r\nderzeit die Verhandlungen und kann den Abschluss neuer Lieferverträge verhindern, was lang-fristig Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit und/oder den Gaspreis haben kann.\r\n3 Exkurs: Entwicklungen des Gasmarktes\r\nAuch wenn die europäischen Erdgaspreise gegenüber ihren historischen Höchstständen im Jahr 2022 deutlich gesunken sind, sehen sich die europäi-schen Verbraucher und insbe-sondere die energieintensive Industrie dennoch einem ins-gesamt deutlich erhöhten Preisniveau ausgesetzt. In den Jahren 2009 bis 2020 lagen die Großhandelspreise am TTF – dem kontinentaleuropäischen Benchmark – im Durchschnitt bei rd. 15 bis 25 €/MWh. Seit dem Wegfall des Großteils der russischen Pipeline-Mengen liegt der TTF-Preis zwischen rd. 25 und 50 €/MWh (Grafik: TTF Day Ahead Monatsmittel).\r\nDieses gestiegene Preisniveau gefährdet zunehmend die Wettbewerbsfähigkeit der gesamten europäischen Volkswirtschaft im internationalen Vergleich. Die Anforderungen der Metha-nemissionsverordnung an Importe bergen die Gefahr einer Marktsegmentierung mit einem „Premium-Segment“ für die EU. Die mögliche Verknappung der Gasmengen, die in den EU-Markt kommen können, würde zusätzliche Preisaufschläge bedeuten.\r\nDie Europäische Kommission hat am 17.06.2025 ihren Legislativvorschlag zum Ausstieg aus russischen Energie-importen bis 2028 vorgelegt. Aktuell stammen rund 12-14% der europäi-schen Gasimporte aus Russland (LNG sowie Pipelineimporte über die Tur-kstream, in Summe ca. 110 Mio. m³/d). Der geplante Entzug von bis zu 40 Mrd. m³/a wird sich im Marktpreis-niveau niederschlagen. Ersatz von russischen Mengen muss am globalen LNG-Markt beschafft werden oder perspektivisch über\r\nSeite 6 von 13\r\nandere, nur sehr begrenzt verfügbare Pipeline-Importrouten. Es zeigte sich bereits in den ver-gangenen Monaten eine hohe Korrelation zwischen asiatischen Spotmarkt-LNG-Preisen und dem europäischen Benchmark (TTF Frontmonat). Dies zeigt, dass Europa auf dem Weltmarkt in direkter Konkurrenz mit anderen Importregionen steht.\r\nBereits zu Beginn des Jahres 2025 handelten in Europa die Gaspreise im Spotmarkt bei über 50 EUR/MWh, nachdem zum Jahreswechsel die Transitmengen durch die Ukraine weggefallen wa-ren und sich die europäischen Gasspeicher schnell leerten. Ein solcher Preisanstieg ist bei einem weiteren Rückgang der russischen Mengen auch in Zukunft möglich. Die EU-US-Handelsverein-barung impliziert, dass zusätzliche US-LNG-Verflüssigungskapazitäten fast ausschließlich nach Europa liefern müssten. Unabhängig davon, in welcher Höhe neue Lieferungen aus den USA schließlich vereinbart werden, können europäische Kunden diese LNG-Mengen nur im globalen Preiswettstreit kaufen.\r\nFazit\r\nDas Preisniveau für Erdgas in Europa ist also im Vergleich mit anderen Regionen immer noch auf einem vergleichsweise hohen Niveau mit entsprechenden Folgen für die Wettbewerbsfä-higkeit. Der geplante Komplettausstieg aus russischen Lieferungen wird dem Markt zunächst weitere Mengen entziehen, die ersetzt werden müssen. In der Folge ist mit einem höheren Preisniveau im Vergleich zu anderen Regionen, mit denen Deutschland und die EU in Konkur-renz um Wertschöpfung und Standorte stehen, zu rechnen.\r\n4 Problemlage für Importeure\r\n4.1 Herausforderungen durch aktuelle Verpflichtungen\r\nIm Mai diesen Jahres mussten Importeure zum ersten Mal Informationen zu den MRV-Aktivitä-ten der Produzenten des importierten Erdgases berichten. Dabei zeigte sich, dass es in den meisten Fällen aufgrund der langen/komplexen Lieferketten im internationalen Gas- und Öl-handel nicht möglich ist, die geforderten Daten zu liefern, da die Kette meistens nicht bis zum Produzenten zurückverfolgt werden kann. Vielfach werden Gasmengen aus Portfolien, die aus verschiedenen Gasquellen stammen, oder von Börsen bezogen. Von diesem breit aufgestellten und internationalen Gashandelssystem profitieren Gaskunden bislang, da sie dadurch weniger stark von Produktionsschwankungen einzelner Produzenten oder Länder betroffen sind. Bei Ausfall einer Produktionsquelle, kann bei Bedarf auf eine andere umgeschwenkt werden. Das bedeutet jedoch gleichzeitig, dass sowohl der Importeur als auch oftmals seine Vorlieferanten keine praktische Möglichkeit haben, die Umsetzung bzw. die Nachverfolgbarkeit der MER-An-forderungen auf der Produzentenseite durchzusetzen. Auch wenn die Industrie bereits an\r\nSeite 7 von 13\r\nLösungen für dieses Problem arbeitet, ist derzeit nicht absehbar, wann diese mit der nötigen Rechtssicherheit zur Verfügung stehen werden.\r\n4.2 Probleme durch Verpflichtungen ab 2027\r\nLangfristige Erdgas-Import-Neuverträge werden im Koalitionsvertrag explizit als Ziel genannt. Im Vergleich zum Einkauf von Mengen auf dem Spotmarkt, haben sie das Potenzial, Gas mit geringerer Preis-Volatilität und/oder zu geringerem Preis zu liefern. Da Erdgas auch längerfristig eine wesentliche Rolle im Energiemix spielen wird, befinden sich derzeit viele europäische Un-ternehmen in Verhandlungen mit internationalen Lieferanten. Solche längerfristigen Neuver-träge müssen aber ab 2027 die Gleichwertigkeitspflichten der MER erfüllen und sind dadurch aktuell schlechter gestellt als Verträge, die vor dem 04.08.2024 abgeschlossen wurden.\r\nAufgrund der o.g. Komplexität der Lieferketten und des breiten internationalen Handelssys-tems, ist bei Langzeitverträgen für internationale Lieferanten der Produzent nicht immer be-stimmbar.\r\nAber selbst in den Fällen, in denen außereuropäische Produzenten identifizierbar sind, ist eine umfassende Implementierung von MRV-Maßnahmen, wie sie von der Methanverordnung ge-fordert werden, bis Anfang 2027 angesichts der Komplexität und notwendiger Vorlaufzeiten für technische Maßnahmen zeitlich kaum oder gar nicht realisierbar. Das lässt sich anhand der vie-len Fälle, in denen bereits Bemühungen laufen, absehen und belegen.\r\nDie außereuropäischen Lieferanten lehnen die Übernahme einer vertraglichen Verpflichtung zur Erfüllung der MER-Bestimmungen bzw. die Weiterreichung von möglichen Sanktionen durch den Importeur daher in der Regel ab.\r\nWährend auf Produzentenseite Zweifel an der Erfüllbarkeit der Timelines der MER herrschen und Lieferanten oft selbst keine direkten Beziehungen zu Produzenten haben, herrscht gleich-zeitig weiterhin Unklarheit über die genaue Ausgestaltung des nationalen Sanktionsregimes ab 2027 und damit Rechtsunsicherheit für die Importeure. Es besteht die Gefahr, dass Sanktionen, die bis zu 20% des Jahresumsatzes ausmachen können, Neuverträge mit außereuropäischen Produzenten insbesondere über den 31.12.2026 hinaus für Importeure zu einem schwer ab-schätzbaren unternehmerischen Risiko machen. Dies könnte zum Abbruch bestehender Liefer-partnerschaften führen oder den Abschluss von Neuverträgen verhindern.\r\nEin Sanktionieren von Lieferungen würde weitreichende Signalwirkung für Produzentenländer, Lieferanten und Importeure haben. Es wäre evident, dass die Bemühungen der betroffenen Länder/Unternehmen nicht vor dem Hintergrund ihrer individuellen Ausgangsbedingungen und Anstrengungen betrachtet werden. Dies dürfte Neuverträge mit zahlreichen nicht-europäi-schen Produzenten in den nächsten Jahren verhindern.\r\nSeite 8 von 13\r\nLangfristige Erdgaslieferverträge benötigen lange Vorlaufzeiten. Neuverträge für die Zeit ab 2027 müssen jetzt geschlossen werden. Mit dem finalen Ausstieg aus russischen Lieferungen müssen zudem noch mehr Mengen durch neue Verträge ersetzt werden. Sollten bestehende Unsicherheiten bezüglich Sanktionen und den Möglichkeiten zur Erfüllung der Anforderungen nicht zeitnah ausgeräumt werden, werden diese Mengen durch die Produzenten bzw. Lieferan-ten anderweitig auf den globalen Märkten allokiert werden. In der Konsequenz steht die wei-tere Diversifizierung des Erdgasbezugs Deutschlands durch Abschluss von Neuverträgen in Frage.\r\nDies steht in direktem Widerspruch zum im Koalitionsvertrag festgelegten Ziel, „langfristige, diversifizierte, günstige Gaslieferverträge mit internationalen Gasanbietern zu ermöglichen“, und untergräbt die Bemühungen zur Diversifizierung der Erdgas-Importe. Es entzieht dem Markt weitere potenzielle Langfristmengen, die angesichts des geplanten Komplettausstiegs aus russischen Erdgasimporten einen preisdämpfenden Effekt haben könnten.\r\nFazit\r\nEs bestehen erhebliche Zweifel, dass Erdgas-/LNG- und Rohölimporte ab 2027 in ausreichen-dem Umfang die Anforderungen der MER erfüllen können. Hinzu kommt, dass Produzenten und Lieferanten die Übernahme entsprechender vertraglicher Verpflichtungen vielfach ablehnen, da die Anforderungen als zu anspruchsvoll gelten. Für Importeure erschwert dies den Abschluss neuer Verträge über 2026 hinaus erheblich und führt zu hohen Risiken für Versorgungssicher-heit und Diversifizierung. Verschärft wird die Lage dadurch, dass internationale Märkte existie-ren, die langfristige Abnahmeverträge über 2045/2050 hinaus anbieten und für Anbieter daher oft die attraktivere Option darstellen.\r\n5 Handlungsoptionen\r\n5.1 Europäische Ebene\r\n5.1.1 Zeitnahe Veröffentlichung der Regeln zur „Country-Equivalency“ und Verhandlungen mit wichtigen Exportnationen\r\nDie EU sollte den Durchführungsrechtsakt mit den Regeln zur „Country-Equivalency“ nach Art. 28(6) mit Augenmaß erstellen, umgehend vorlegen und dann Verhandlungen mit wichtigen Ex-portnationen über eine Anerkennung von nationalen Regeln als „gleichwertig“ beginnen. Eine solche Einstufung würde alle Produzenten des jeweiligen Landes von dem deutlich aufwendige-ren Weg der individuellen Anerkennung der Gleichwertigkeit entbinden und erscheint daher als wesentlich effizientere Umsetzung dieser Anforderung.\r\nSeite 9 von 13\r\nDie EU sollte im Rahmen ihrer Energieaußenpolitik mit einzelnen Schlüsselstaaten zur Diversifi-zierung der Erdgasimporte (z.B. USA, Algerien, Qatar, VAE, AZE) Vereinbarungen finden, um An-reize zur Senkung der Methanemissionen zu setzen und praktisch-technische, gegebenenfalls auch finanzielle Unterstützung bei der Implementierung der Maßnahmen leisten. Diese würden so Bestandteil strategischer Energiepartnerschaften, die auf langfristige Energiebeziehungen und gemeinsame Dekarbonisierungspfade ausgelegt sind. Importkorridore könnten damit dau-erhaft und im Rahmen der „Global Gateway Strategie“ sowie der Interkonnektivität aktiv ge-staltet werden.\r\n5.1.2 Aufschub der Anforderungen unter Artikel 28 und 29 der MER\r\nAufgrund der berechtigten Zweifel, dass eine ausreichende Menge an Erdgas-/LNG- und Roh-ölimporten die Anforderungen der MER ab 2027 erfüllen können, sollte ein Aufschub des In-krafttretens der Anforderungen an Importeure unter Artikel 28 und 29 in Betracht gezogen wer-den.\r\nViele Produzenten sind derzeit entweder noch gar nicht dem OGMP 2.0 Programm beigetreten oder befinden sich erst auf Level 3 dieses Programms. Um eine Gleichwertigkeit nach MER Ar-tikel 28 zu erreichen, müssen Produzenten gemäß Art. 28(5)(a) jedoch mit ihrem MRV-Pro-gramm nach OGMP 2.0 den Level 5 erreichen und dies entsprechend zertifizieren. Um von Level 3 auf Level 5 zu gelangen sind in der Praxis oft 3-4 Jahre nötig. Hinzu kommt die Zeit, um eine unabhängige Zertifizierung zu erhalten, was nach Einschätzung von Zertifizierungsunternehmen je nach Komplexität der Produktionsstätten ebenfalls 3-6 Monate dauern kann. Daher dürften die meisten Produzenten – selbst, wenn sie heute starten - erst 2030 in der Lage sein, die Gleich-wertigkeit zu erfüllen.\r\nDaher sollte sich die Bundesregierung auf europäische Ebene dafür einsetzen, den Startzeit-punkt für Artikel 28 vom 1.1.2027 auf – mindestens - den 1.1.2030 zu verschieben. Entspre-chend müssen dann auch die Anforderungen in Artikel 29 um mindestens 3 Jahre verschoben werden, damit die bewusst gewählten Phasen der MER erhalten bleiben.\r\nSo würde dem Risiko einer Einschränkung der Versorgungssicherheit entgegengewirkt und allen Marktteilnehmen mehr Zeit gegeben, um die Anforderungen der MER zu erfüllen. Der kürzlich veröffentlichte „Action Plan to address key challenges on importers’ requirements in the Me-thane Regulation“1 – unterzeichnet von vielen Industrieverbänden - beschreibt ebenfalls die\r\n1 https://www.eurogas.org/resource/action-plan-to-address-key-challenges-on-importers-requirements-in-the-methane-regulation/\r\nSeite 10 von 13\r\nvielen ausstehenden Aufgaben in diesem Bereich (inkl. auf Seiten der Industrie) und zeigt, dass auch bei einem Aufschub laufende Aktivitäten wie z.B. die Erarbeitung von Standards weiterge-hen und die MER-Anforderungen weiter im Fokus aller Marktteilnehmer bleiben würden.\r\nEine Umsetzung dieser Verschiebung könnte im Rahmen des Energy Omnibus erfolgen. Denn prinzipiell geht es hier um eine Vereinfachung in der Umsetzung der Methan-VO mit einer Re-duktion der Berichtspflichten für Unternehmen für eine Übergangszeit. Alternativ zu einer fes-ten Verschiebung um z.B. 3 Jahre könnte eine Verschiebung um X Jahre nach der Implementie-rung der noch fehlenden Kriterien mit der Omnibusänderung geändert werden, um für ggf. wei-ter bestehende Verspätungen vorzusorgen und damit für die Vertragspartner die Sicherheit zu erhöhen.\r\n5.1.3 Berücksichtigung der Lieferkettenprobleme im Sanktionsregime\r\nZusätzlich zu den unter Artikel 33(7) genannten Richtkriterien, sollte die Möglichkeit des Impor-teurs, den Produzenten des jeweiligen Imports zu identifizieren, bei der Entscheidung über eine Verhängung von Sanktionen bzw. deren genaue Höhe berücksichtigen. Damit würde dem Um-stand Rechnung getragen, dass es Importeuren insbesondere bei Lieferungen über lange/kom-plexe Lieferketten oder auch bei Einkäufen an Börsen oft nicht möglich ist, den Produzenten zu identifizieren.\r\nAuch diese Änderung könnte über den Energy Omnibus zur Vereinfachung der Umsetzung der Methan-VO eingebracht werden. Da unter Artikel 33(7) Richtkriterien gelistet werden, die „zu-mindest“ von den Mitgliedsstaaten zu berücksichtigen sind, liegt der Schluss nahe, dass auch das nationale Sanktionsregime darüber hinaus weitere Kriterien definieren kann (falls eine sol-che Änderung nicht direkt in die MER aufgenommen würde).\r\n5.2 Nationale Ebene\r\nAus Sicht des BDEW haben die oben genannten Anpassungen auf europäischer Ebene Priorität. Auch beim nach MER national zu erlassenden Sanktionsregime muss darauf geachtet werden, dass Unterschiede bei der Sanktionierung und Implementierung zwischen den Mitgliedsstaaten nicht zu Wettbewerbsverzerrungen beim Gasimport führen.\r\nDas Sanktionsregime muss den Realitäten der Vertragsausgestaltung von Erdgaslieferverträgen mit vertretbaren unternehmerischen Risikoentscheidungen und des in der Realität beschränk-ten Einflusses des Importeurs auf den Umsetzungsgrad von Maßnahmen in den Produktions-ländern Rechnung tragen. Es muss ein Weg gefunden werden, das Risiko von jetzt abzuschlie-ßenden Neuverträgen, die über den 31.12.2026 hinausreichen, gangbar zu gestalten, um die zukünftige Erdgasversorgung zu sichern und eine weitere Diversifizierung der Gasimporte zu ermöglichen.\r\nSeite 11 von 13\r\n5.2.1 Grandfathering\r\nBei der Ausgestaltung des zu erlassenden nationalen Sanktionsregimes sollte berücksichtigt werden, dass ein Aufschub von Sanktionen um eine feste, kurze Periode der Verhandlung von Langfristverträgen nicht wirklich helfen wird. Bei einem 10- oder 20- Jahresvertrag werden die Vertragsparteien trotzdem über die Verteilung der Risiken Lösungen finden müssen oder ent-sprechend nur kürzere Laufzeiten abschließen. Letzteres kann nur durch weitergehende Rege-lungen verhindert werden. So könnten innerhalb des zu erlassenden nationalen Sanktionsre-gimes z.B. Sanktionen für eine Nichterfüllung von Anforderungen der MER, die A) zum Zeitpunkt des Abschlusses des Vertrags ODER B) bis zum 31.12.2026 noch keine Anwendung fanden, aus-geschlossen werden.\r\nDies würde es Marktteilnehmern ermöglichen, Lieferverträge abzuschließen, die über A) das jeweilige Anforderungsdatum ODER B) den 31.12.2026 hinausgehen. Da die Ausgestaltung der nationalen Sanktionen durch die MER nicht ausreichend definiert wird, könnte eine solche Re-gelung im Handlungsspielraum des Gesetzgebers liegen. Jedoch bestehen unterschiedliche An-sichten, ob eine solche nationale Lösung bei der Umsetzung des Sanktionsregimes tatsächlich europarechtlich kompatibel wäre.\r\nUm diese rechtliche Unsicherheit auf nationaler Ebene aufzulösen, müsste idealerweise auch auf EU-Ebene eine Anpassung jener Artikel erfolgen, die an den Vertragsschluss vor dem 4.8.2024 anknüpfen. Dieses Datum sollte so weit in die Zukunft verschoben werden, dass auch gegenwärtig noch Verträge geschlossen werden können, die vom Grandfathering partizipieren könnten. Diese Möglichkeit ist bisher auf Verträge vor dem 4.8.2024 beschränkt.\r\nEin Vorteil wäre u.a., dass für solche Verträge (nur) die Bemühungspflicht Anwendung fände, der zufolge „alle zumutbaren Anstrengungen“ unternommen werden müssen. Diese Umset-zung des Grandfathering wäre eine geeignete Maßnahme, den Marktteilnehmern den Ab-schluss von Verträgen unter dem dann jeweils geltenden Regulierungsrahmen zu erleichtern. Die Bundesregierung sollte sich auf EU-Ebene für eine solche Änderung einsetzen.\r\n5.2.2 Grace Period\r\nNach Inkrafttreten des Sanktionsregimes sollte für eine Übergangszeit von der Verhängung von Sanktionen abgesehen werden, wenn die Verpflichtungen aus der MER nicht in vollem Umfang erfüllt werden, jedoch Bemühungen gezeigt werden oder es nachweisbar vertragliche oder technische Hindernisse bei der Erfüllung der Verpflichtungen gibt. Der Verzicht auf Sanktionen kann dabei auf klaren Regeln beruhen, denen die genannten (Bemühungs-)Nachweise zugrunde liegen.\r\nSeite 12 von 13\r\nDamit würde der voraussichtlichen zeitlichen Nicht-Erfüllbarkeit der Vorgaben durch außereu-ropäische Produzenten oder Lieferanten, bzw. der unterschiedlichen Ausgangslage in den meis-ten Ländern in der Anfangszeit Rechnung getragen.\r\nInsbesondere würde diese Regelung auch helfen zu verhindern, dass neue Lieferungen an Un-ternehmen aus anderen Staaten vergeben werden (was den Zielen der MER, zu schnellen Re-duzierungen von Methanemissionen zu kommen, zuwiderlaufen könnte). Auch bei dieser Lö-sung ist jedoch die Europarechtskonformität zu prüfen.\r\nDaher sollte sich die Bundesregierung für eine Änderung auf EU-Ebene einsetzen, die es den Mitgliedsstaaten erlaubt, für eine Übergangszeit auf die Verhängung von Sanktionen zu verzich-ten.\r\n5.2.3 Ausnahmen nach Art. 33.2 MER\r\nSollten die oben genannten Anpassungen auf europäischer Ebene nicht umgesetzt werden, könnte eine Regelung im nationalen Sanktionsregime erwogen werden, die auf Basis des Arti-kels 33.2 MER Sanktionen für Verfehlungen der unter Art. 28 Abs. 1 und 29 Abs. 1 MER veran-kerten Pflichten ausschließt, wenn die Importverträge der Energieversorgungssicherheit dienen und sich der Importeur im Rahmen der Vertragsverhandlungen nachweislich um eine Abbildung bzw. Einhaltung der Pflichten bemüht hat. Der Begriff der Energieversorgungssicherheit ist in der MER nicht definiert. Zielführend wäre es, ihn im Gesetz zur Umsetzung des Sanktionsre-gimes in einer Weise zu definieren, die die besondere Bedeutung der Diversifizierung der Be-zugsquellen und Transportwege nicht nur dem Volumen nach für die Versorgungssicherheit be-rücksichtigt. Um Rechtssicherheit für Importeure zu gewährleisten, könnte darüber hinaus die zuständige Behörde ermächtigt werden, auf Antrag eines Importeurs bereits vorab festzustel-len, dass der Abschluss eines Importvertrags der Sicherstellung der Energieversorgungssicher-heit dient.\r\nEine Gefährdung der Energieversorgungssicherheit allein nach Art. 33 Abs. 2 genügt für die Schlussfolgerung, dass ein Verzicht auf Sanktionen unionsrechtskonform ist. Der Passus hätte sonst gar nicht erst in die Verordnung aufgenommen werden müssen. Damit sind die Mitglied-staaten auch berechtigt einen Mechanismus zu etablieren, der vor dem Abschluss eines Gasim-portvertrags, dem Importeur Klarheit darüber verschafft, ob ein in dem Vertrag angelegter Ver-stoß gegen Art. 28 Abs. 1 und Art. 29 Abs. 1 MER von Sanktionen freigestellt ist.\r\nFür eine weitere Diskussion der Vorschläge und ihrer Umsetzung stehen wir gerne zur Verfü-gung.\r\nSeite 13 von 13\r\nAnsprechpartner\r\nRobert Spanheimer\r\nAbteilung Transformation Gas/Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300199-1260\r\nrobert.spanheimer@bdew.de\r\nBalthasar Kirchgäßner\r\nAbteilung Transformation, Gas/Wasserstoff und Versorgungssicherheit\r\n+ 49 30 300 199-1255\r\nbalthasar.kirchgaessner@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014739","regulatoryProjectTitle":"Regelungsvorschläge zur nachhaltigen Wasserpolitik in der 21. Legislaturperiode","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2d/b3/482981/Stellungnahme-Gutachten-SG2502190001.pdf","pdfPageCount":19,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Die Wasserwirtschaft\r\nim BDEW\r\nSchwerpunkte einer\r\n nachhaltigen Wasserpolitik\r\n Handlungsempfehlungen der Wasserwirtschaft für die 21. Legislaturperiode\r\nVorwort\r\nEs ist unbestritten, dass die öffentliche Wasserversorgung sowie die Entsorgung und Aufbereitung der Abwässer zu den herausragenden Aufgaben der Daseinsvorsorge zählen. 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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URL: https://link.springer.com/article/10.1007/s00103-020-03101-2\r\nUmweltbundesamt (2023 A). Umweltbundesamt. Deutsche Umweltstudie zur Gesundheit von\r\nKindern und Jugendlichen, 2014-2017 (GerES V) Teil 1: Human Biomonitoring. URL:\r\nhttps://www.umweltbundesamt.de/themen/gesundheit/belastung-des-menschen-ermitteln/umwelt-survey/5-umwelt-survey-von-2013-bis-2016\r\nUmweltbundesamt (2023 B). Umweltbundesamt. Trifluoracetat (TFA): Grundlagen für eine\r\neffektive Minimierung schaffen - Räumliche Analyse der Eintragspfade in den Wasserkreislauf.\r\nAbschlussbericht. URL: https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/11850/publikationen/102_2023_texte_tfa_v2.pdf\r\nUmweltbundesamt (2023 C). Umweltbundesamt. Vorkommen und Quellen von PFAS in der\r\nUmwelt und aktuelle Regelungsansätze. Wissenschaftlicher Artikel. URL: https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/4031/publikationen/umid_2301_230404_clean_33_t_03a.pdf\r\nYang, J. et al. (2019). J. Yang, H. 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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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, 20. März 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\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für\r\nRFNBO-konformen Wasserstoff\r\nDelegierte Verordnung 2023/1184 bzw. Ausweitung der Regelungen\r\nauf alle Sektoren gemäß Delegierter Verordnung 2024/1408\r\nVersion: 1.0\r\nSeite 2 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nZusammenfassung:\r\nDer schnelle Ausbau erneuerbarer Energien und die Skalierung der Wasserstoffwirtschaft sind\r\nessenziell für die deutschen und europäischen Klimaziele. Die Bundesregierung prognostiziert\r\nbis 2030 einen Wasserstoffbedarf von 95 bis 130 TWh, wofür erhebliche Elektrolysekapazitäten erforderlich sind. Der delegierte Rechtsakt 2023/1184 stellt jedoch mit den Vorgaben zur\r\nstündlichen Korrelation und der Zusätzlichkeit hohe Herausforderungen für Investitionen und\r\nSkalierung dar. Die Anforderungen führen laut Wasserstoffproduzenten zu erhöhten Produktionskosten von bis zu 2,40 €/kg erneuerbarer H2, reduzieren die Flexibilität der Wasserstoffproduktion und verhindern eine systemfreundliche Nutzung von Überschussstrom. Zudem\r\nhemmt die Pflicht, nur zusätzlichen erneuerbaren Strom zu verwenden, Investitionen, was zu\r\nKnappheit der Volumina führt, wodurch wiederum Kosten in Höhe getrieben werden. Dadurch\r\nverlangsamt sich der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft, was letztlich Deutschlands Wettbewerbsfähigkeit als Standort für Wasserstoffproduktion mindert sowie der internationalen\r\nWettbewerbsfähigkeit entgegensteht.\r\nUm diesen Herausforderungen zu begegnen, fordert der BDEW gezielte Anpassungen der Regulierung. Das Zusätzlichkeitskriterium sollte erst ab 2035 statt 2028 greifen. Gleichzeitig\r\nsollte die monatliche Korrelation beibehalten und auf die Umstellung auf stündliche Korrelation ab 2030 verzichtet werden, oder zumindest eine Verschiebung der Scharfstellung der\r\nstündlichen Korrelation analog zur Zusätzlichkeit auf 2035 erfolgen.\r\nZudem braucht es eine erweiterte Flexibilität bei der CO2-Bilanzierung, etwa durch eine stundenscharfe Berechnung der CO2-Intensität sowie des EE-Anteils des Strombezugs. Diese Anpassungen sollten bereits bis spätestens 2026 umgesetzt werden und nicht wie vorgesehen\r\neiner Überprüfung in Berichtsform bis 2028 unterliegen. Eine flexiblere Handhabung der\r\nStrombezugskriterien würde die Wasserstoffproduktion wirtschaftlicher gestalten, die Netzstabilität verbessern, den Einsatz von Überschussstrom ermöglichen und die Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands und Europas sichern.\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nSeite 2 von 11\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Situation des Wasserstoffmarkts........................................................................ 3\r\n2 Auswirkungen der strengen Strombezugskriterien ............................................. 6\r\n3 Notwendige Anpassungen am Regulierungssystem ............................................ 7\r\n4 Zielbild .............................................................................................................. 9\r\nSeite 3 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\n1 Situation des Wasserstoffmarkts\r\nDer beschleunigte Ausbau erneuerbarer Energien und der zügige Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft sind essenziell, um die deutschen und europäischen Klimaziele für 2030, 2045 und\r\n2050 zu erreichen. Insbesondere grüner Wasserstoff spielt eine entscheidende Rolle bei der\r\nDekarbonisierung der Industrie, der Sektorkopplung und der Stabilisierung des auf erneuerbaren Energien basierenden Energiesystems. Er dient nicht nur als Energiespeicher und flexibler\r\nEnergieträger, sondern auch als chemischer Grundstoff für industrielle Prozesse. Damit trägt\r\ner maßgeblich dazu bei, die industrielle Basis in Europa zu erhalten. Die Bundesregierung\r\nprognostiziert bis 2030 einen Wasserstoffbedarf von 95 bis 130 Terawattstunden.1 Um Teile\r\ndieses Bedarfs zu decken, ist ein erheblicher Ausbau der nationalen Elektrolysekapazitäten auf\r\nmindestens 10 Gigawatt geplant. Doch aktuell beträgt die installierte Elektrolyseleistung in\r\nDeutschland lediglich, je nach Quelle, zwischen 0,5 und 0,15 Gigawatt.2,3,4 Die Vorgaben des\r\ndelegierten Rechtsakts stellen die deutsche Wasserstoffwirtschaft vor hohe Herausforderungen. Die Einhaltung der stündlichen Korrelation sowie der Zusätzlichkeit stellt einen erheblichen Kosten- und Aufwandsfaktor dar, der die Flexibilität in der Produktion einschränkt und\r\nsomit dem Markthochlauf entgegensteht. Diese Anforderungen hemmen bereits jetzt zu tätigende Investitionen, und verzögern die dringend benötigte Skalierung von grünem Wasserstoff.\r\nEin zentrales Problem ist, dass derzeit nicht genügend grüner Strom mit Herkunftsnachweisen\r\n(HkN) zur Verfügung steht, um den benötigten Wasserstoff kosteneffizient zu produzieren. Zudem sind die Strompreise in Deutschland weiterhin hoch, was die Wettbewerbsfähigkeit der\r\nheimischen Wasserstoffproduktion zusätzlich belastet. Gleichzeitig führen die Herausforderungen beim Voranschreiten des Netzausbaus dazu, dass die Anbindung potenzieller Elektrolyse-Standorte an günstige erneuerbare Energiequellen zeitlich erschwert wird. Der Markt für\r\n1 https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Wasserstoff/Dossiers/wasserstoffstrategie.html#:~:text=Die%20Bundesregierung%20erwartet%20im%20Jahr,Importanteil%20von%2050%2D70%20%25.\r\n2 https://www.kfw.de/PDF/Download-Center/Konzernthemen/Research/PDF-Dokumente-Fokus-Volkswirtschaft/Fokus-2024/Fokus-Nr.-475-November-2024-Wasserstoff.pdf\r\n3 https://www.ewi.uni-koeln.de/cms/wp-content/uploads/2024/04/EWI_Datengrundlage_Begleitdokument_H2-\r\nBilanz_2024_01.pdf\r\n4 https://www.wasserstoff-kompass.de/elektrolyse-monitor\r\nSeite 4 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nWasserstoff kommt trotz ambitionierter Ziele nicht in Fahrt, und es zeichnet sich ab, dass die\r\ngesetzten Vorgaben bis 2030 nicht erreicht werden können. Ein wesentlicher Grund dafür ist\r\ndie bestehende Regulierung, die Investitionen erschwert und die Kluft zwischen Angebot und\r\nNachfrage vergrößert. Ein zentraler Aspekt sind die Strombezugskriterien für grünen Wasserstoff, die in einer Zeit verhandelt wurden, als die Strompreise niedrig, die Produktionskosten\r\nfür Wasserstoff und seine Derivate geringer eingeschätzt wurden und die industrielle Basis\r\nstabiler war. Die wirtschaftlichen und energiepolitischen Rahmenbedingungen haben sich jedoch erheblich verändert. Daher muss nun das Hauptziel sein, Emissionen kosteneffizient zu\r\nreduzieren, anstatt an veralteten Vorgaben festzuhalten. Ein erster Hebel zur Senkung der\r\nProduktionskosten und zur Reduzierung der bestehenden Marktlücke ist die Anpassung der\r\noben genannten Kriterien. Um die Wasserstoffwirtschaft langfristig tragfähig zu gestalten,\r\nmuss sie darüber hinaus auch in Einklang mit den Zielen des Clean Industrial Deal und den\r\nneuen wirtschaftlichen Realitäten in Europa gebracht werden. Eine pragmatische und investitionsfreundliche Regulierung ist daher unerlässlich, um den Markthochlauf zu beschleunigen\r\nund die Klimaziele nicht zu gefährden.\r\nAuf EU-Ebene sind mit dem nicht-verbindlichen Ziel von 10 Millionen Tonnen (Mt.) heimischer\r\nProduktion sowie 10 Mt. Importe von erneuerbarem Wasserstoff bis 2030 ambitionierte Ziele\r\nim Rahmen von REPowerEU gesetzt worden. Eine entsprechend ambitionierte Herangehensweise an den Wasserstoffhochlauf unterstützt auch der BDEW. Die aktuellen Gegebenheiten\r\nim Markt müssen jedoch bei der Ausgestaltung der EU-Regulierung für Wasserstoff einbezogen werden. So wurde auch im Market Monitoring Bericht von ACER5\r\nfestgestellt, dass sich die\r\nProduktion von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff, aufbauend auf den aktuellen Entwicklungen EU-weit auf nur 2 bis 4 Mt. bis 2030 herauslaufen könnte. Dies unterstreicht auch der Sonderbericht des Europäischen Rechnungshofs zur Industriepolitik der EU\r\nim Bereich erneuerbarer Wasserstoff6\r\n. Dabei wird festgestellt, dass bis 2030 die sich in Europa\r\nin einer fortgeschrittenen Phase befindenden Projekte voraussichtlich nur 2,7 Mt. erneuerbarer Wasserstoff pro Jahr produzieren werden, anstelle der anvisierten 10 Mt. pro Jahr.\r\n5 ACER: European hydrogen markets – 2024 Market Monitoring Report, .\r\n6 Europäischer Rechnungshof: Sonderbericht – Die Industriepolitik der EU im Bereich erneuerbarer Wasserstoff:\r\nRechtsrahmen weitgehend angenommen – Zeit für einen Realitätscheck, Sonderbericht 11/2024: Die Industriepolitik der EU im Bereich erneuerbarer Wasserstoff.\r\nSeite 5 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nDer von der Kommission festgelegte delegierte Rechtsakt 2023/1184 definiert spezifische Kriterien für die Produktion von erneuerbarem Wasserstoff. Den Anforderungen der stündlichen\r\nKorrelation und dem Kriterium der Zusätzlichkeit kommen hierbei eine besondere Bedeutung\r\nzu. Bei einer Inbetriebnahme des Elektrolyseurs ab 2028 müssen Produzenten sicherstellen,\r\ndass der verwendete Strom aus neu aufgebauten7\r\n, nicht geförderten erneuerbaren Energiequellen stammt, um die Zusätzlichkeit zu gewährleisten. Zudem gilt ab 2030 die Vorgabe, dass\r\ndie zeitliche Korrelation zwischen Stromerzeugung und Wasserstoffproduktion auf eine\r\nStunde genau nachgewiesen werden muss. Der BDEW fordert dringend eine gezielte Anpassung der Scharfstellung der strengen Strombezugskriterien, welche schnell und vom Zielbild\r\nher in Abstimmung mit dem Delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarme Brennstoffe geschehen sollte. Änderungen sollten effizient und zielgenau erfolgen, ohne den Delegierten Rechtsakt 2023/1184 insgesamt wieder komplett zu öffnen, um Projekten zeitgleich die notwendige\r\nPlanungssicherheit zu gewährleisten.\r\nBei dieser Überarbeitung des DA RFNBO sollte die Kommission zudem darauf achten, dass die\r\nVorgaben zum Strombezug keine unnötigen Hürden und Kosten für die betroffenen Marktteilnehmer verursachen. Der aktuelle Entwurf klärt die Rolle von Intermediären nicht eindeutig,\r\nobwohl sie eine zentrale Funktion in der kosteneffizienten Stromverteilung und Risikodiversifizierung übernehmen. Damit sie diese Rolle wahrnehmen können, sollte Ihnen auch die Option\r\nzum Abschluss von Direktverträgen gegeben werden.\r\nVor diesem Hintergrund ist es essenziell, die bestehenden Regelungen im delegierten Rechtsakt der EU schnellstmöglich anzupassen, um einen effizienten und wettbewerbsfähigen Ausbau der Wasserstoffproduktion in Deutschland und Europa zu ermöglichen. Gemeinsames\r\nübergeordnetes Ziel dabei ist klar die Treibhausgaseinsparung, die jedoch ohne einen funktionierenden Markthochlauf nicht erreicht werden kann.\r\n7\r\nsiehe Definition in Artikel 5 Delegierter Rechtsakt RFNBO 2023/1184: Die Anlage zur Erzeugung von erneuerbarem Strom wurde frühestens 36 Monate vor der Anlage zur Erzeugung flüssiger oder gasförmiger erneuerbarer\r\nKraftstoffe nicht biogenen Ursprungs für den Verkehr in Betrieb genommen.\r\nSeite 6 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\n2 Auswirkungen der strengen Strombezugskriterien\r\nDie 2023 finalisierten delegierten Rechtsakte geben den regulatorischen Rahmen für die Produktion von grünem Wasserstoff vor und haben dabei zum Ziel, sicherzustellen, dass als\r\nRFNBO-zertifizierter Wasserstoff die angestrebte Treibhausgasminderung erfüllt und der verwendete Strom zusätzlich zur bestehenden erneuerbaren Erzeugung produziert wird (die H2-\r\nProduktion also einen Anreiz für den Ausbau von erneuerbaren Energien schafft).\r\nDie Erfahrungen und Analysen von Elektrolysebetreibern im BDEW zeigen, dass die rigiden Anforderungen der delegierten Rechtsakte hinsichtlich der zeitlichen Korrelation sowie der Zusätzlichkeit einen signifikanten Anstieg der Wasserstoffgestehungskosten (Steigerung der Kosten um ca. 2,40 € pro kg) herbeiführen, ohne dabei die den Regeln zu Grunde liegenden Kerngedanken (CO2-Minderung und Anreizen des EE-Ausbaus) zu adressieren. Das liegt daran, dass\r\ndas deutsche Strommarktdesign sowie die Preisfindung in der deutschen Gebotszone zur\r\nFolge haben, dass der Strompreis ein geeigneter Indikator für den Anteil erneuerbarer Erzeugung (und damit niedriger CO2-Intensität des Netzstroms) ist. In Zeiten niedriger (oder negativer) Strompreise ist die Einspeisung aus Erneuerbaren Energiequellen oft so hoch, dass Anlagen abgeregelt werden müssen. Hierbei haben Elektrolyseure das Potential, Abregelung zu\r\nvermeiden, Überschussstrom zu nutzen und zur Stabilität des Stromnetzes beizutragen. Die\r\nStrombezugskriterien senken das Potenzial der Elektrolyse, zur Stabilität des Stromnetzes beizutragen. Der Delegierte Rechtsakt erlaubt grundsätzlich die Nutzung von ansonsten abgeregeltem Strom. Durch die Unvorhersehbarkeit der dabei anfallenden Strommengen, bleibt das\r\nzusätzliche Abschließen von Power Purchase Agreements (PPAs) aber unverzichtbar, um die\r\nAuslastung der Elektrolyseure zu erhöhen. Die ab 2030 geltende stündliche Korrelation verhindert dann, dass der Elektrolysebetrieb einen systemischen Mehrwert hat, da er sich an die\r\nspezifischen Erneuerbaren-Energien-Anlagen (EE) unter Vertrag halten muss.\r\nDas Beibehalten der monatlichen Korrelation würde die THG-Emissionen in der Wasserstoffproduktion reduzieren. Grund hierfür ist, dass Wasserstoffproduzenten flexibel innerhalb eines Monats ihre Stromnutzung optimieren können. Beispielsweise könnten Elektrolysebetreiber in Zeiten hoher Strompreise und hoher CO₂-Emissionen ihre Produktion drosseln und\r\ndiese auf Zeiten von niedrigeren Preisen und höherem EE-Anteil verlegen. Die stündliche Korrelation setzt voraus, dass pro Stunde genug EE-Strom vorhanden ist. Höhere Mengen an EEStrom im Netz können somit nicht aufgefangen werden, wodurch weiterhin Abregelungen\r\nvorgenommen werden müssen.\r\nLaut einer BMWK-Studie zur Systementwicklungsstrategie reicht eine marktorientierte Betriebsweise aus, um CO₂-Emissionen zu senken. Ohne monatliche Korrelation könnten 2030\r\nSeite 7 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\netwa 20 % mehr Emissionen entstehen, da Elektrolyseure ihren Stromverbrauch nicht mehr an\r\nniedrigen Preisen orientieren könnten.8\r\nDie stündliche Korrelation erschwert außerdem die Integration der Wasserstoff-Wertschöpfungskette ins Energiesystem. In einigen Mitgliedsstaaten sind hohe Netzstromemissionen für\r\nSpeicher, Terminals und Cracker problematisch. Eine flexiblere Regelung würde das Netz stabilisieren und die Wasserstofflieferkette entlasten. Zudem hemmt die Pflicht, ab 2028 ausschließlich PPAs mit zusätzlichen EE-Anlagen abzuschließen, die Marktintegration älterer EEAnlagen. Zudem verhindern Markt- und regulatorische Unsicherheiten das Abschließen langfristiger PPAs über zehn Jahre, obwohl diese für die Finanzierung neuer EE-Anlagen entscheidend wären.\r\nAbschließend verhindern die Kriterien der stündlichen Korrelation und Zusätzlichkeit nicht nur\r\nden systemischen Mehrwert von Elektrolyse und stehen der Marktintegration von EE-Anlagen\r\nentgegen, sondern führen insbesondere durch ihre Kombination zu erheblichen Mehrkosten\r\nfür die Wasserstofferzeugung. Um Elektrolyseurkapazitäten wirtschaftlich zu optimieren, also\r\nmöglichst viel Auslastung der Anlagen zu erreichen, müssen Projektierer breite Portfolios an\r\nPPAs mit EE-Anlagen abschließen. Das Einhalten der zeitlichen Korrelation, bei einer gleichzeitig notwendigen Ausweitung des PPA-Portfolios, macht es notwendig, dass eine deutlich größere Kapazität an PPAs unter Vertrag genommen werden muss als notwendig. Dies erhöht die\r\nKosten und das (Preis-) Risiko des Strombezugs.\r\nDamit steigen beim verpflichtenden Abschluss von PPAs, welche die stündliche Korrelation\r\neinhalten und das Zusätzlichkeitskriterium erfüllen, die Strombezugskosten, wie oben beschrieben, um ca. 2,40€ pro Kilogramm. Dies muss wiederum mit zusätzlicher Subventionierung abgefedert werden.\r\n3 Notwendige Anpassungen am Regulierungssystem\r\nEin wichtiger und in diesem Stadium notwendiger Katalysator zum Erreichen des Ziels des\r\nWasserstoffhochlaufs in der EU ist eine Anpassung der Regelungen der strengen Strombezugskriterien laut delegiertem Rechtsakt 2023/1184 (s. Ausweitung auf alle Anwendungssektoren\r\nneben Verkehrssektor durch Delegierten Rechtsakt 2024/1408), welcher aufbauend auf der\r\n8 Abschlussbericht im Auftrag des BMWK: „Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff“, Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff.\r\nSeite 8 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nErneuerbaren-Energien-Richtlinie (2018/2001) die Unionsmethode für die Erzeugung flüssiger\r\noder gasförmiger erneuerbarer Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBO) festlegt.\r\nDie im Artikel 27 der Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (RED III) festgelegte Überprüfung der\r\nDelegierten Rechtsakte zum 1. Juli 2028 in Berichtsform kommt deutlich zu spät, um einen positiven Einfluss auf Investitionsentscheidungen zu haben. Der BDEW spricht sich für eine deutlich frühere Anpassung, spätestens bis 2026, aus. Dies ist ein wichtiger Schritt, um die für die\r\nDekarbonisierung notwendigen Mengen an Wasserstoff zu erreichen. Eine enge Fassung der\r\nKriterien, bereits zu einem frühen Zeitpunkt, gefährdet den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft.\r\nKonkret fordert der BDEW, dass die Scharfstellung der Vorgaben zu Zusätzlichkeit sowie das\r\nFesthalten an der monatlichen zeitlichen Korrelation (anstatt Wechsel auf stündlich ab 2030)\r\nangepasst wird. Die deutsche Bundesregierung hat ihre Position durch ein Schreiben von Bundesminister Habeck an die ehemalige EU-Energiekommissarin Simson im September 2024 vorgebracht. Die darin geforderte Verschiebung der Scharfstellungen des Zusätzlichkeitskriteriums (von Anfang 2028 auf Ende 2035) unterstützt auch der BDEW. Den von Bundesminister\r\nHabeck vorgebrachten Vorschlag, das Kriterium der zeitlichen Korrelation um ein Jahr zu verschieben, stuft der BDEW jedoch als unzureichend ein. Der BDEW fordert, dass die Korrelation\r\nbei monatlich bleibt und nicht auf stündlich verschärft wird. Sollte dies nicht geschehen, muss\r\nzumindest eine Verschiebung der Scharfstellung der stündlichen Korrelation, analog zur Verschiebung der Zusätzlichkeit, auf 2035 erfolgen. In jedem Fall sollte der Mehrwert der Scharfstellung auf eine stündliche Korrelation des Strombezugs bzgl. der CO2-Einsparung generell,\r\nunter Beachtung der obengenannten Markt- und Emissionseffekte, geprüft werden. Zugleich\r\nsollte mehr Flexibilität für die Berechnung der CO2-Emissionen bei der H2-Produktion geschaffen werden.\r\nAls zusätzliche Erfüllungsoption sollte eine stundenscharfe Bilanzierung der CO2-Intensität sowie des EE-Anteils bei Strombezug aus dem Stromnetz für erneuerbaren bzw. kohlenstoffarmen H2 möglich sein (bislang nur auf Jahresbasis). Darunter versteht sich die Ermittlung der\r\nCO2-Intensität bzw. des EE-Anteils im Netzstrom in möglichst granularer Form (z.B. auf Basis\r\nder sog. day-ahead Vorhersage der Übertragungsnetzbetreiber). Dies ist erforderlich, um die\r\nverursachten Emissionen möglichst realitätsnah abzubilden und eine verbesserte Steuerungswirkung zur Nutzung von Netzstrom in Zeiten hoher EE-Strom-Verfügbarkeiten zu ermöglichen. Dies würde dafür sorgen, dass auch in Gebotszonen, die im Jahresdurchschnitt noch\r\neine recht hohe CO2-Intensität im Strommix aufweisen, die Stundenzahl zusätzlich ausgedehnt werden könnte, in der … RFNBO-konformer Wasserstoff produziert werden könnte. Die\r\nSeite 9 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nH2-Produktionskosten könnten somit zusätzlich gesenkt werden. Durch die stundenscharfe\r\nBilanzierung würde ein zusätzlicher Anreiz für eine systemdienliche Fahrweise von Elektrolyseuren entstehen.\r\n4 Zielbild\r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist essenziell, um die europäischen Klimaziele zu erreichen, die industrielle Basis zu erhalten und die Sektorkopplung voranzutreiben. Doch die derzeitigen regulatorischen Rahmenbedingungen bremsen diesen Hochlauf aus – insbesondere\r\ndie hohen Wasserstoffgestehungskosten, die aus den strengen Strombezugskriterien resultieren. Ohne Anpassungen wird es nicht gelingen, das Delta zwischen Angebot und Nachfrage zu\r\nschließen und die ambitionierten Ziele für 2030 zu erreichen. Gleichzeitig muss auch die Ausgestaltung der Kriterien für die Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff pragmatisch\r\nund somit ermöglichend ausfallen, da diese Mengen ebenso zur Angebotsseite beitragen und\r\nauf diese Weise das Gesamtsystem stabilisieren und Kosten reduziert werden. Der BDEW hat\r\nim Oktober 2024 eine ausführliche Positionierung hierzu veröffentlicht.\r\nEin pragmatischer und kosteneffizienter Lösungsansatz wäre daher eine Anpassung oder zumindest eine Verschiebung der Scharfstellungen der Strombezugskriterien, ohne dabei die\r\nnotwendigen CO₂-Einsparungen zu gefährden. Dies würde nicht nur Investitionen erleichtern,\r\nsondern auch die Wettbewerbsfähigkeit der EU auf dem globalen Markt sichern. Gleichzeitig\r\nmuss die internationale Anschlussfähigkeit der EU-Vorgaben gewährleistet sein. Deutschland\r\nwird perspektivisch bis zu zwei Drittel seines Wasserstoffbedarfs durch Importe decken – daher dürfen regulatorische Vorgaben keine unnötigen Hürden für Importkorridore schaffen.\r\nNationale Erzeugungsprojekte sind ein integraler Bestandteil des EU-weiten Wasserstoffmarkthochlauf und somit inhärent mit der Importförderung verflochten.\r\nDie Anpassung der Übergangsphasen der strengen Strombezugskriterien wäre ein entscheidender Hebel, um den Markthochlauf zu beschleunigen. Dies ist nicht nur im Interesse\r\nDeutschlands, sondern auch für die europäischen Partner von zentraler Bedeutung.\r\nSeite 10 von 11\r\nAnpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff\r\nAnsprechpartner\r\nBalthasar Kirchgäßner\r\nAbteilung Transformation, Gas/ Wasserstoff\r\nund Versorgungssicherheit\r\n+ 49 30 300 199-1255\r\nbalthasar.kirchgaessner@bdew.de\r\nLukas Karl\r\nGeschäftsbereich EU-Vertretung\r\n+32 2 77451-16\r\nlukas.karl@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 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. März 2025\r\nPositionspapier\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\n\r\n\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 15\r\nInhalt\r\n1 Ausgangslage und Zusammenfassung ........................................................3\r\n2 Deutschland im internationalen Gasmarkt .................................................4\r\n2.1 Status quo: Herkunft des Erdgasverbrauchs in Deutschland:...............4\r\n2.2 Infrastruktur des deutschen Gasmarkts................................................6\r\n3 Fokus sichere und diversifizierte Gasversorgung ........................................7\r\n4 Rahmenbedingungen.................................................................................9\r\n5 Handlungsempfehlungen.........................................................................11\r\n5.1 Vielfalt der Gashändler nutzen.........................................................11\r\n5.2 Flankierung durch die Bundesregierung..........................................12\r\n5.3 Energiepartnerschaften breiter und nachhaltig anlegen....................13\r\n5.4 Garantie und Finanzierungsinstrumente auflegen .............................15\r\n5.4.1 Grundsätzliche Anforderungen ...........................................................15\r\n5.4.2 Finanzierungsinstrumente für den Import von Erdgas/LNG...............15\r\n5.5 Den EU-Energiebinnenmarkt stärken..................................................15\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 15\r\n1 Ausgangslage und Zusammenfassung\r\n› Die Akzeptanz der Gesellschaft und die Produktivität der Wirtschaft hängt an der Bezahlbarkeit der Energie(wende). Der ökonomische Druck auf die Energiewirtschaft wird\r\nkünftig wachsen und eng mit der Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie verbunden sein. Die Europäische Kommission hat die Herausforderungen der geopolitischen Entwicklungen anerkannt und im Februar 2025 den „Affordable Energy Action\r\nPlan“ sowie den „Clean Industrial Deal“ vorgestellt, um die Energiepreise zu senken und\r\ndie Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie zu verbessern. Das BDEW-Positionspapier greift die Diskussion zu den geopolitischen Herausforderungen bei der Sicherung der Gasversorgung auf und geht auf die Entwicklungen des internationalen Wettbewerbs ein.\r\n› Laut Draghi Report ist die Plattform „Aggregate EU“ in seiner aktuellen Form nicht ausreichend. Nach den Vorstellungen des Reports soll die gemeinsame Beschaffung – zumindest für LNG – gestärkt werden. Dieser Vorschlag ist problematisch, da so die Flexibilität, Effizienz und Wettbewerbsfähigkeit im Energiemarkt eingeschränkt werden\r\nkönnte. Auch das Ziel einer wettbewerbsfähigen und verlässlichen Preisstellung wird so\r\nnicht gerecht.\r\n› Die Energieunternehmen haben einen großen Beitrag dazu geleistet, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa nach Beginn des russischen Angriffskrieges auf\r\ndie Ukraine in den vergangenen zwei 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.\r\n› Sowohl die Gasmärkte in Deutschland und Europa, als auch der globale LNG-Markt sind\r\nvon hohem Wettbewerb geprägt. Sie funktionieren derzeit gut und zuverlässig. Die Abkopplung der europäischen Gasversorgung von russischem Pipelinegas und die Hinwendung zum globalen LNG-Markt erhöht allerdings die LNG-Nachfrage und damit die Konkurrenz mit Asien. Es besteht zudem Unsicherheit aufgrund geopolitischer Unwägbarkeiten sowie hinsichtlich der US-amerikanischen LNG-Mengen und der aktuellen Entwicklungen in der Handelspolitik.\r\n› Der BDEW spricht sich für eine Reihe von Handlungsempfehlungen aus. Aufbauend auf\r\nden Marktmechanismen des freien Handels sollte das „Riskwarehousing“ der Gashändler weiterhin genutzt werden. Markteingriffe in den Handel werden kritisch gesehen.\r\nDes Weiteren ist die Unterstützung der Bundesregierung u.a. im Rahmen von Energiepartnerschaften für die Importeure wichtig beim Aufbau von langfristigen\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 15\r\nLieferbeziehungen. Es bedarf ferner eines Commitments zu Erdgas als Brücke hin zu\r\nkohlenstoffarmen und erneuerbaren Gasen und zum Abbau regulatorischer Hürden,\r\nwie der Methanemissionsverordnung.\r\n2 Deutschland im internationalen Gasmarkt\r\nDurch die ökonomischen und politischen Entwicklungen seit 2022 sind drei Aspekte der Gasversorgung deutlich stärker in den Fokus des politischen Handelns gerückt:\r\n• Sicherung und Diversifizierung der Gasversorgung, um Konzentrationsrisiken bei einzelnen Lieferländern zu vermeiden.\r\n• Bezahlbarkeit sowohl für private Endkunden als auch für die energieintensive Industrie, für die Erdgas als Rohstoff dient.\r\n• Sicherstellen der Integrität und Transparenz der europäischen Gasmärkte.\r\nDie Europäische Kommission hat diese Herausforderungen durch verschiedene Aktionspläne\r\nadressiert: den Clean Industrial Deal zur Sicherstellung der Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie und den Affordable Energy Action Plan mit Maßnahmen zur Gewährleistung\r\nbezahlbarer Energie. Diese Pläne adressieren den zweiten der oben genannten Punkte. Der\r\ndritte ist Thema der aktuellen Novellierungen von REMIT und MiFID II. Der erste Punkt ist\r\nThema dieses Papiers.\r\n2.1 Status quo: Herkunft des Erdgasverbrauchs in Deutschland:\r\nIm Jahr 2024 kam knapp die Hälfte des in Deutschland verbrauchten Erdgases aus Norwegen.\r\nUnd dies mit hoher Zuverlässigkeit. Das Land wird auch künftig der wichtigste und größte Lieferant bleiben. Jedoch muss die deutsche Gasversorgung allein als Lehre aus der Gaspreiskrise\r\n2022 weiter diversifiziert werden, um Produktions- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ohne Kompromittierung der Versorgungssicherheit ausgleichen zu können.\r\nÜber die Grenzübergangspunkte v.a. mit den Niederlanden, Belgien, Frankreich und Dänemark wurde rund ein Drittel des Gasverbrauchs importiert. Das sind zum Großteil ebenfalls\r\nLNG-Mengen, die über Terminals aus den Nachbarländern importiert und nach Deutschland\r\ntransportiert werden. Die genauen Ursprungsländer dieser LNG-Mengen lassen sich nicht einfach akkurat feststellen.\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 15\r\nDirekte LNG-Importe über die deutschen Terminals hatten 2024 einen schwankenden Anteil\r\nam deutschen Erdgasverbrauch von rund 12 Prozent im Frühsommer und um die sieben Prozent im Winter 2024. Der überwiegende Teil der direkten deutschen LNG-Importe stammt mit\r\neinem Anteil von 87 Prozent aus den USA. Auch wenn die USA mit Abstand der wichtigste\r\nLNG-Lieferant für Deutschland sind, ist dessen künftige Rolle für den deutschen Gasmarkt derzeit schwer vorhersehbar.\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 15\r\nDie heimische Produktion in Deutschland und Europa ist rückläufig. Die inländische Förderung\r\ndeckt in Deutschland fünf Prozent des Bedarfs, weitere fünf Prozent werden aus niederländischer Förderung importiert.\r\nDie Bedeutung von Biogas und Biomethan in Europa steigt hingegen kontinuierlich. Für eine\r\nweitere Skalierung braucht es ähnlich wie in einigen anderen EU-Staaten aber zusätzliche Impulse aus der deutschen Bundespolitik.\r\n2.2 Infrastruktur des deutschen Gasmarkts\r\nIm Ergebnis dieser neuen Importstrukturen ist der Anteil des spotmarkt-bepreisten Gases in\r\nDeutschland heute weit höher als in der Vergangenheit. Langfristverträge über 15-25 Jahre,\r\ndie früher die Grundlast im Gasmarkt gestellt haben, sind heute marginal. Dadurch entsteht\r\nein höheres Exposure gegenüber den Spotmärkten und deren kurzfristigen, volatilen Preisschwankungen.\r\nZu den Assets Deutschlands zählen das gute Pipelinenetz, das die Bundesrepublik mit den\r\nNachbarländern verbindet, die LNG-Terminalinfrastruktur, die Gasspeicher sowie der Zugang\r\nzum liquiden, europäischen Gasbinnenmarkt. Allerdings kann das nicht mehr in dem Maße\r\nwie früher in Wert gesetzt werden, denn Transite durch Deutschland sind signifikant zurückgegangen.\r\nDie Entscheidung für den Ausbau der LNG-Terminalinfrastruktur hat Auswirkungen auf dem\r\nMarkt, da LNG ganzjährig verfügbar ist. Importe an deutschen Terminals tragen direkt zur Versorgungssicherheit in Deutschland bei. Das kann auch positive Rückwirkungen auf die Liquidität des deutschen Handelsplatzes haben. Allerdings stehen die deutschen LNG-Importkapazitäten auch im Wettbewerb mit Import-Terminals in den Nachbarländern (u.a. durch Gebührenstrukturen, Refinanzierungsmöglichkeiten, und Energieverbräuche bei der Regasifizierung).\r\nUnabhängig von der Auslastungssituation der LNG-Importterminals können saisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen überwiegend durch Speicher ausgeglichen werden. Durch den Ausbau von LNG-Importen und die Nutzung von Gasspeichern kann die Abhängigkeit von einzelnen Lieferländern reduziert werden. Diese Faktoren machen Gasspeicher\r\nzu einem wesentlichen Bestandteil der Energieinfrastruktur und tragen zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten. Aus Sicht des BDEW waren die Füllstandsvorgaben für Gasspeicher in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Dies hat nach der Reduzierung bzw. Einstellung der russischen Gaslieferungen zur Versorgungssicherheit in den Wintermonaten beigetragen. Die Energieunternehmen haben einen\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 15\r\ngroßen Beitrag dazu geleistet, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa in den\r\nvergangenen drei Jahren erfolgreich auf ein neues Fundament gestellt werden konnte. Es\r\nkonnten neue Importquellen erschlossen und die Importinfrastruktur erfolgreich erweitert\r\nwerden. Die starren, gesetzlichen Vorgaben zur Befüllung der Gasspeicher wirken inzwischen\r\nkontraproduktiv. Eine staatliche Marktintervention durch die gesetzlichen Vorgaben hat großen Einfluss auf das Marktverhalten und zeigt sich als Fehlanreiz in Bezug auf die saisonale\r\nEindeckung und Speichernutzung. Die Füllstandsvorgaben führen zu insgesamt höheren Endverbraucherpreisen für Industrieabnehmer, private Haushalte und alle anderen Letztverbraucher.\r\n3 Fokus sichere und diversifizierte Gasversorgung\r\nDeutschlands Gasversorgung ist im globalen LNG-Markt und gegenüber Spotmarktentwicklungen exponiert. Neben der Nachfrageentwicklung in Deutschland und Europa sind deswegen\r\nauf der hier im Fokus stehenden Angebotsseite kurz- und mittelfristig eine Reihe von Faktoren\r\nmitzudenken. Vor allem aber gilt, dass der Einfluss der (Geo-)Politik auf die Gasmärkte so hoch\r\nist wie schon sehr lange nicht mehr. Zu den wichtigsten Themen zählen:\r\n- Verfügbarkeit des globalen LNG-Angebots;\r\n- Zukünftige Ausrichtung der US-LNG-Exportpolitik;\r\n- Geopolitische Entwicklungen zwischen den USA, Russland, Europa und der Ukraine;\r\n- EU-Sanktionspolitik sowie US-Sanktionspolitik gegenüber Russland;\r\n- Geopolitische Entwicklungen im Nahen und Mittleren Osten;\r\n- Chinas Politik und Handelsstrategie;\r\n- Sicherheit europäischer Importinfrastrukturen.\r\nGrundsätzlich wirkt ein höheres Angebot an LNG preisdämpfend in den europäischen Gasmärkten. Genaue Preiseffekte lassen sich nur schwer abschätzen, da die Preisbildung in den\r\nGasmärkten von zahlreichen Faktoren beeinflusst wird, insbesondere vom globalen LNGMarkt, aber auch von der generellen Entwicklung der Gasnachfrage und damit auch den strukturellen Veränderungen insbesondere im Wärmemarkt, der Industrie und in der Stromerzeugung, Verfügbarkeit und Füllstände der europäischen Gasspeicher, Witterungseffekte, konjunkturelle Entwicklung etc.\r\nDerzeit gibt es laut IEA LNG-Projekte mit einem Volumen von zusätzlich 250 bcm Verflüssigungskapazität pro Jahr bis 2030, die derzeit im Bau sind oder deren finale Investitionsentscheidung getroffen wurde (Inbetriebnahmen vor allem zwischen 2025 und 2027). Das entspricht fast der Hälfte der heute verfügbaren Verflüssigungskapazität. Mehr als die Hälfte dieser Projekte befinden sich in den USA oder in Katar. Die IEA geht davon aus, dass die damit\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 15\r\nverbundene Angebotsausweitung in eine Phase fallen wird, in der die Gasnachfrage nur noch\r\ngeringfügig steigt oder langsam stagniert. Das könnte einerseits heißen, dass die zusätzlichen\r\nProjekte preisdämpfend wirken und die Versorgungssicherheit erhöhen. Andererseits werden\r\nsich auch geplante Terminals nicht automatisch materialisieren, sondern benötigen Abnahmeverträge und die Aussicht auf Nachfrage dahinter. Die IEA geht außerdem davon aus, dass\r\nrund ein Drittel der neuen Mengen über den Spotmarkt ohne langfristige Lieferverträge vermarktet werden.\r\nAuch die Energiemärkte sind nicht abgekoppelt von den Polykrisen und der neuen geopolitischen Dynamik. Dazu zählt die Aufrüttelung des Status Quo durch die USA. LNG droht zunehmend als Machtwährung eingesetzt zu werden, um eigene nationale Interessen durchzusetzen. Gaslieferungen können aber auch Teil eines Großmachtausgleichs zwischen Russland und\r\nden USA werden. All dies schürt eine fast beispiellose Unsicherheit für die Marktteilnehmer.\r\nGeoökonomisch besteht Unklarheit, wann und an welcher Stelle Nationalstaaten, z.B. mit Zöllen oder Handelsbeschränkungen, in den freien Markt eingreifen könnten. Die Ausrichtung der\r\nUS-LNG-Exportpolitik ist von hohen Unwägbarkeiten geprägt. Ein größeres Angebot an weltweitem LNG ist eine Möglichkeit, den Druck aus dem Markt zu nehmen und wirkt sich ggf. sogar preissenkend aus. Es lassen sich vor dem Hintergrund der anscheinend fehlenden langfristigen Strategie der US-amerikanischen Energiepolitik schwer sichere Voraussagen für die LNGImporte nach Deutschland machen. Das während der Biden-Administration verfügte Moratorium zum Neubau von LNG-Terminals wurde von der Trump-Administration aufgehoben. Auch\r\nentsteht über die neue Administration und ihre Handelspolitik Druck, mehr LNG aus den USA\r\nzu importieren. Gleichzeitig könnte eine protektionistische und transaktionale Politik unter\r\ndem Leitbild „Energie-Dominanz“ auch in kurzfristige Kurskorrekturen münden.\r\nAuch die geopolitische Situation in Europa trägt zu bestehenden Unsicherheiten bei. Es ist abzuwarten, inwieweit die Verhandlungen zwischen Russland und den USA (mit oder ohne Einbindung der Ukraine und der Europäischen Union) auf die Wiederaufnahme russischer Energieimporte zurückwirken. Diese Wiederaufnahme von Gasimporten aus Russland wird von der\r\nEU-Kommission zum aktuellen Stand ausgeschlossen. Einerseits besteht die Möglichkeit, dass\r\nrussisches und US-LNG künftig um Marktanteile in Europa (wieder) konkurrieren, andererseits\r\nhaben sowohl die EU als auch die USA laufende Sanktionen und weitere Maßnahmen gegen\r\nRussland in der Planung.\r\nZudem führt die Situation im Nahen und Mittleren Osten zu Unsicherheiten auf den Märkten.\r\nFür die Verfügbarkeit von Mengen auf dem globalen Markt ist die sich entwickelnde Rolle Chinas nicht nur als Nachfrager, sondern auch als Handelsakteur mit Speichern und Portfolien\r\nprägend. Chinesische Staatsunternehmen bilden ein Handelsportfolio und weiten ihre Aktivitäten aus.\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 15\r\nIn dem Maße wie Geopolitik den Handel von Gas und LNG weiter beeinflusst, können sich\r\nHandelsströme verschieben, der globale LNG-Markt verengen oder Konkurrenzen entstehen.\r\nDie mittel- und langfristigen Auswirkungen von Verwerfungen bei LNG-Lieferungen sind\r\nschwer abschätzbar, da diese nicht nur durch den Ausbau der LNG-Exportterminals, insbesondere in den USA und Qatar bedingt sind. Entscheidend sind auch die Entwicklung der Lieferungen aus europäischem Pipeline-Gas (Norwegen, Vereinigtes Königreich und inländische Produktion), die Diversifizierung der deutschen LNG-Importe auch durch langfristige Lieferverträge, die mittel- bis langfristige Entwicklung des Erdgasverbrauchs in Deutschland und Europa, russische und aserbaidschanische Gaslieferungen nach Südosteuropa bzw. die Notwendigkeit deutscher Transitflüsse in Richtung Südosteuropa, direkte Gasflüsse aus Nordafrika,\r\naber auch der Hochlauf eines europäischen Wasserstoffmarktes und Errichtung von H2-Infrastrukturen.\r\n4 Rahmenbedingungen\r\nUm die ausreichende und wettbewerbsfähige europäische und deutsche Versorgung mit Gas\r\nsicherzustellen, gilt es, zügig verbesserte Rahmenbedingungen und Planungssicherheit für die\r\nBeschaffung an internationalen Märkten und den Umgang mit den beispiellosen Unwägbarkeiten zu schaffen.\r\nFür den Umgang mit den aktuellen Unwägbarkeiten und geopolitischen Krisen ist es besonders wichtig, den Handlungsspielraum der Unternehmen zu vergrößern. Diese müssen in der\r\nLage sein, den Handel aktiv mitzugestalten, physische Verfügbarkeiten zu sichern und ein flexibles Portfolio-Management zu betreiben. Hierfür sollten den Unternehmen möglichst viele\r\nInstrumente zur Verfügung stehen, um auf die Entwicklungen der globalen Märkte zielgerecht\r\nantworten zu können.\r\nKurzfristig ist klar, dass es eines erhöhten LNG-Bezugs bedarf, mittel- und längerfristig sollte\r\ndie Nachfrage zu im internationalen Vergleich bezahlbaren Kosten gedeckt werden und die\r\nVersorgung sicher sein. Diese Ziele stehen aber im Spannungsverhältnis zum Ziel der Klimaneutralität.\r\nMarkteingriffe wie die gemeinsamen Einkaufsplattformen, Preisobergrenzen, staatliches\r\nHedging oder die staatlichen Eingriffe in die Bepreisung wie sie teilweise im Draghi-Bericht\r\nvorgeschlagen werden, sind hingegen höchstkritisch zu sehen; sie wirken kontraproduktiv.\r\nAufgabe des Staates ist es, verlässliche und klare Rahmen- und Ausgangsbedingungen zu bilden, die einen funktionierenden Markt und Wettbewerb erlauben.\r\n› Der Wettbewerb von Unternehmen im Bereich Handel und Beschaffung ist wichtig für\r\ndie Diversifizierung.\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 15\r\n› Es gilt eine Diversifizierung nicht „weg von“, sondern hin zu zusätzlichen Aufkommen zu\r\nbetreiben. Die Diversifizierung sollte Pipeline- und LNG-Gas umfassen.\r\nDer Sicherung von pipeline-gebundenen Gasimporten, der Vorhaltung einer ausreichenden\r\nLNG-Regasifizierungskapazität, ein attraktiver regulatorischer Rahmen, der sich in den Nutzungsbedingungen dieser Infrastrukturen widerspiegelt, sowie Security-of-Supply (SoS)-Instrumenten kommen entsprechend herausragende Bedeutung zu.\r\nDie Ausgestaltung des Regulierungsrahmens muss eine sinnvolle Balance von staatlicher Absicherung und marktlichen Anreizen sicherstellen. Zu strikte Vorgaben z.B. bei den Füllstandszielen für Gasspeicher und die Möglichkeit staatlicher Befüllung kann zur Einpreisung dieser\r\nExternalität in den Markt führen und damit die Versorgungssicherheit bzw. die Preisstabilität\r\ngefährden.\r\nAndere europäische Abnehmer (v.a. aus Frankreich und Italien) kombinieren den Abschluss\r\nvon Gasverträgen mit Upstream-Investments, was für deutsche Gashandels-Unternehmen, die\r\nnicht in der Exploration und Förderung von Öl- und Gasvorkommen aktiv sind, kaum vergleichbar möglich ist. Über diese Upstream-Investments werden jedoch substanzielle Mengen für\r\nden Markt gesichert.\r\nEinige Rahmenbedingungen wirken teilweise begrenzend und bieten nicht ausreichend Planungssicherheit für die Beschaffung von Gas. Regulierung steht im Konflikt zu Marktbedingungen:\r\n› Vertragslaufzeiten vs. Klimaneutralität 2045: Langfristverträge über 15-25 Jahre ermöglichen das Aushandeln besserer Bedingungen und sichern ein gewisses Preisniveau ab,\r\nstehen aber im Konflikt mit den Zieldaten und dem Auslaufpfad bei der Dekarbonisierung. Solche Langfristverträge ermöglichen oft erst die Erschließung von Ressourcen\r\nund die Tätigkeit von Investitionen, die zu Lieferungen von LNG in den Folgejahren führen. Investoren in Gasfelder und LNG stehen daher vor einem Dilemma, wenn potenziell attraktive Investitionen sich über zu kurze Vertragslaufzeiten nicht amortisieren.\r\nAufgrund des daraus resultierenden Investitionsattentismus könnte eine Unterversorgung für potenzielle Abnehmerländer wie Deutschland resultieren.\r\n› Außerdem besteht zwar ein klares Commitment auf Klimaneutralität 2045. Dabei sind\r\nallerdings die Rolle von Pipelinegas, LNG, aber auch Biomethan sowie der Übergang zu\r\nWasserstoff aus Methanspaltung/ Pyro-/Plasmalyse, für CCS und der Übergang zu grünem Wasserstoff und Derivaten nicht klar formuliert. Das Auseinanderklaffen von Zielen mit dem Stand der Umsetzung führt zu Unsicherheit über die künftigen Rahmenbedingungen und Realisierbarkeiten. Das begrenzt Entscheidungsfähigkeit der Unternehmen und damit Handlungsmöglichkeiten. Die Gasnachfrage in Deutschland erschwert\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 15\r\nein verlässliches Commitment, Erdgas/LNG für den langfristigen Zeitraum zu beziehen.\r\nDies ist aber Voraussetzung für den Abschluss langfristiger Lieferverträge. Bei kontinuierlicher Zielveränderung können nur kurzfristige und damit möglicherweise unattraktivere Lieferungen vereinbart werden, was die Energieversorgung in Deutschland verteuert.\r\n› Indirekte Auswirkungen auf die Nachfrage und Angebot von Pipelinegas und LNG ergeben sich absehbar aus der Einführung des EU-Emission Trading System (ETS) 2 ab voraussichtlich 2027 und durch die Methanemissionsverordnung. Die Methanemissionsverordnung sieht ab 2025 eine stufenweise Verschärfung der Anforderungen an Gasimporte beginnend mit Berichtspflichten, gleichwertigen Anforderungen an Vorkettenemissionen von Gasimporten im Vergleich zu Emissionen innerhalb der EU und schließlich ab 2030 verpflichtenden Methanintensitäten vor. Insbesondere könnte sich die Methanemissionsverordnung als restriktiver Faktor erweisen, vor allem dann, wenn in den\r\nUSA die Umwelt- und Klimaschutzvorgaben durch die neue Administration gelockert\r\nwerden, aber gleichzeitig die Anforderungen an europäische Importeure aus der Methanemissionsverordnung greifen. In der Praxis zeigen sich allerdings trotz der schrittweisen Einführung bereits heute konkrete Auswirkungen in Verhandlungen mit wichtigen Lieferländern. Besonders der Mangel an Klarheit und konkreten Vorgaben zur Umsetzung erzeugt erhebliche Unsicherheit und Zurückhaltung bei zusätzlichen Lieferbeziehungen wie auch bei der Verlängerung bestehender Verträge. Im Ergebnis verknappt\r\ndie EU somit nicht nur potenziell die LNG-Mengen, die in den EU-Markt kommen können, sondern segmentiert den Markt noch in ein „Premium-Segment“ für die EU, was\r\nzusätzlich Preisaufschläge bringt.\r\n› EU-Taxonomie und Vorgaben aus dem Bereich der Sustainable Finance bzw. Environmental Social Governance (ESG) erschweren und verteuern den Zugang zu Fremdkapital\r\nfür Erdgasprojekte. Vorgaben der Finanzmarktregulierung schränken Aktivitäten ein, da\r\npotenzielle Importländer auf sog. Blacklists stehen (Overcompliance), was die Abwicklung von Finanztransaktionen, z.B. Bankgarantien, teuer und umständlich macht.\r\n5 Handlungsempfehlungen\r\n5.1 Vielfalt der Gashändler nutzen\r\n› Importeure, Händler und Midstreamer haben spezifische Kompetenzen. Sie agieren somit für Versorgungssicherheit im Sinne der Marktrationalität. Sie schließen kurzfristige\r\nund langfristige Verträge, diese wiederum reduzieren durch große Gesamtliefermengen\r\nüber die Vertragslaufzeit die mengenspezifischen Transaktions- und Suchkosten und\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 15\r\nschaffen eine wichtige Basisversorgung im System. Unternehmen, die Beschaffung, Eigenhandel und Portfoliomanagement betreiben und damit maßgebliche Mengen aggregieren bzw. poolen können, haben eine entscheidende Funktionen bei der Versorgung\r\nund für den Erhalt eines liquiden Marktes inne. Sie bauen über die Zeit ein unterschiedlich strukturiertes und diversifiziertes Portfolio auf und vermarkten dann ein möglichst\r\nfungibles Gut in Form von unterschiedlichen Produkten über verschiedene Wege\r\n(Börse, OTC). Dieses “Riskwarehousing” ist eine zentrale Leistung für die Abnehmer und\r\nermöglicht ein Abfedern von externen Schocks und eine längerfristige Preisstellung in\r\nden Markt.\r\n› Gemeinsame Einkaufsplattformen wie AggregateEU sind nicht zielführend. Es handelt\r\nsich um ein Instrument der gemeinsamen Beschaffung im Bereich Energie und kritische\r\nRohstoffe, das in der Energiekrise 2022/23 zur Verfügung gestellt wurde. Es sollte nicht\r\nverstetigt werden. Es besteht die Gefahr, dass hier parallel zum eingespielten, funktionierenden Markt ein teurer Mechanismus aufgebaut wird, der letztlich keinen Mehrwert bringt. Die Vielfalt der Gashändler und -importeure, der Produkte und damit\r\nwachsende Liquidität schaffen mehr Wettbewerb auf dem Markt und führen zu wohlfahrtgenerierenden Effizienzvorteilen. Einkaufsplattformen sind mit hohem bürokratischem Aufwand und damit auch zeitlichem Verzug verbunden. Nennenswerte Beschaffungsvorteile haben sich durch die Einführung der Plattform AggregateEU bislang nicht\r\neingestellt.\r\n› Die weitere Diversifizierung der Herkunft von Liefermengen ist zudem ein zentraler\r\nBaustein zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit. In diesem Kontext sollte die\r\nRolle nationaler (Midstream-)Unternehmen hinreichend berücksichtigt werden. Die Unterstützung der Versorgungssicherheit nehmen diese Unternehmen zuverlässig war\r\n(siehe auch BDEW-Positionspapier „Zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer“ vom 20. Dezember 2024).\r\n5.2 Flankierung durch die Bundesregierung\r\n› Es braucht ein verlässliches Commitment zu Erdgas/LNG, damit die deutsche Nachfrage\r\neine Basis für langfristige Importe darstellen kann. Dies ist wichtig für den Abschluss\r\nlangfristiger Lieferverträge. Bei kontinuierlicher Zielveränderung können tendenziell\r\nkurzfristigere und damit wahrscheinlich unattraktivere Lieferungen vereinbart werden.\r\nDas bedeutet einen Wettbewerbsnachteil für die deutsche Industrie auf dem Weltmarkt. Wichtig wäre eine Klärung des Zielkonfliktes durch die Politik, dass einerseits\r\nbessere Vertrags- und Preisbedingungen für Importe eine große und verlässliche\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 15\r\nNachfrage benötigen und andererseits der europäische Gasbedarf aufgrund europäischer CO2-Reduktionsinitiativen kontinuierlich sinkt.\r\n› Die Politik sollte ein Angebot machen, die Importeure bei der Beschaffung von Erdgas in\r\nden attraktiven Ländern auf höchster Ebene bei der Anbahnung von Kontakten zu unterstützen. In vielen Ländern könnte eine Flankierung durch den diplomatischen Dienst\r\nsinnvoll sein. Für den bundesdeutschen Kontext heißt das, dass die Bundesregierung\r\nImporteure dann dort begleiten und vor Ort in den Lieferländern sichtbar unterstützen\r\nwürde. Es braucht hier eine gemeinsame Haltung der beteiligten Ministerien die deutlich macht, dass die Bundesregierung diese unternehmerischen Aktivitäten unterstützt.\r\n› Zentral ist eine verlässliche und wettbewerbsfähige Preisstellung, damit gasverbrauchende Unternehmen für den Übergangszeitraum eine klare Versorgungsperspektive\r\nhaben. Dazu dient ein Mix aus Kurzfrist- und Langfristverträgen (u.a. Indexierung z.B.\r\nmit Henry Hub Preisen) in Verbindung mit Lieferungen nach Deutschland und Europa\r\nals „Delivery Ex Ship“ (DES) in Kombination mit Kapazitätsbuchungen an LNG-Terminals.\r\n› Ferner bleibt die Aufrechterhaltung eigener Gasförderung in Deutschland und Europa\r\nein Beitrag zur Versorgungssicherheit.\r\n› Regulatorische Hürden müssen weiter abgebaut werden. Weitergehende regulatorische Eingriffe über die Finanzmarktregulierung (insbes. MiFID II – Nebentätigkeitsausnahme, Art. 9 REMIT – Niederlassungspflicht von nicht-EU-Händlern, EMIR – ClearingSchwellen und -Pflichten) könnten den Hochlauf ausbremsen und erheblich verteuern.\r\n› Die Rolle der deutschen Infrastruktur sollte gestärkt werden, um Liquidität in Deutschland zu erhöhen. Dazu sollten auch die Rahmenbedingungen für LNG-Terminals in\r\nDeutschland verbessert und im Vergleich mit europäischen Nachbarländern wettbewerbsfähige Entry-Tarife ermöglicht werden.\r\n5.3 Energiepartnerschaften breiter und nachhaltig anlegen\r\n› Deutschland strebt nach außen immer neue Energie- und Klimapartnerschaften, Energiedialoge und Wasserstoffpartnerschaften an, bei denen sich Zuständigkeiten auf verschiedene Ministerien verteilen bzw. durch unterschiedliche Ministerien geführt sind.\r\nAngesichts der Vielzahl der Energie-, Klima- und Wasserstoffpartnerschaften, sowie\r\nEnergiedialogen fehlt es an Klarheit und frühzeitiger Abstimmung mit den Importeuren\r\ndarüber, welche Länder relevant sind.\r\n› Die Bundesregierung vermittelt erste Kontakte für Unternehmen z.B. auf Auslandsreisen. Danach agieren die deutschen Unternehmen ohne weitere Flankierung und\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 15\r\nBegleitung durch Botschaften vor Ort und schnüren vielfach umfassende Projekte, beispielsweise breite Förder-/ Infrastruktur und Exportprojekte statt reiner Gasimportverträge\r\n› Für eine prozedurale Unterlegung wäre Klarheit darüber wichtig, wie Stabilität und Kontinuität gesichert werden können, um aus den Energiepartnerschaften konkrete Projekte zwischen Unternehmen zu entwickeln. Da Erdgas nur für einen Übergangszeitraum bezogen und dann durch grünen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff und seine\r\nDerivate ersetzt werden soll, helfen kooperative Ansätze mit den Partnerländern. Mit\r\nBlick auf die Versorgungssicherheit ist es somit wichtig, bestehende Erdgaspartnerschaften z. B. mit Norwegen oder Nordafrika, in die Transformation der Gaswirtschaft\r\nhin zu Wasserstoff und Wasserstoffderivaten einzubeziehen und zu transformieren.\r\nDiese können z.B. Phase-in & Phase-out Arrangements oder Überkreuzbeteiligungen an\r\nInfrastrukturen wie Speichern sein.\r\n› Die neuen Energiepartnerschaften sind nicht einfach Export-Import-Beziehungen, sondern sind breiter anzulegen (Technologie- und Energiepartnerschaften) und müssen\r\nneue Importkorridore nachhaltig etablieren.\r\n› Zu prüfen ist auch, ob andere Investitionen – beispielsweise im Bildungswesen, in der\r\nEntwicklungszusammenarbeit, beim Ausbau Erneuerbarer Energien etc. unter Beteiligung des BMZ – möglich sind.\r\n› Europäische Kooperationsabkommen sind ein wichtiges Element der internationalen\r\nZusammenarbeit zur Minderung von Methanemissionen. Sie sind in europäischem Interesse zur Diversifizierung des Gasbezugs bei gleichzeitiger Umsetzung der Methanemissionsverordnung. Diese sieht auch im außereuropäischen Ausland gleichwertige Standards bei Messung, Berichterstattung und Kontrollen von Methanemissionen bei der\r\nGasförderung vor. Ohne Unterstützung können einige Lieferländer diese Gleichwertigkeit nicht auf kurze Frist garantieren.\r\n› Letztlich sollten im Rahmen der Energiepartnerschaften aber auch Importe klassischer\r\nEnergieträger nach Deutschland ermöglicht werden, die einen Beitrag zu Erhöhung der\r\nVersorgungssicherheit bzw. zur Sicherung der Preisstabilität leisten. Deutschland hat\r\nhier auch kurzfristig eigene Interessen zu vertreten und benötigt hierfür den Einsatz außenpolitischer Instrumente zur Verfolgung energiepolitischer Ziele.\r\nGasversorgung sichern und\r\ndiversifizieren\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 15\r\n5.4 Garantie und Finanzierungsinstrumente auflegen\r\n5.4.1 Grundsätzliche Anforderungen\r\n› Die Sektorleitlinien der KfW setzen den 1,5 Grad-Pfad voraus. Dazu braucht es eine Klärung über den Dekarbonisierungspfad, um zusätzliche Langfristverträge für Erdgas\r\nüberhaupt erst möglich zu machen.\r\n5.4.2 Finanzierungsinstrumente für den Import von Erdgas/LNG\r\n› Derzeit gibt es keine reinen Import-Finanzierungsinstrumente. Für Exporte gibt es Allianz Trade (vormals Euler Hermes) Kredite. Diese greifen aber nicht für Importe. Daher\r\nbedarf es zusätzlich auch Finanzierungshilfen für die importierenden Unternehmen, damit diese in der Lage sind, das aus den Abnahmeverpflichtungen resultierende Finanzexposure besser darzustellen.\r\n› Kreditinstrumente (UFK) greifen nur in Verbindung mit Vorort- oder Infrastrukturinvestitionen (Upstream) zur Rohstoffförderung. Das Instrument der „UFK“-Linien (ungebundene Finanzkredite) wurde, während der Gaskrise verwendet, um Kredite im Zusammenhang mit Gasimporten staatlich abzusichern. Das Instrument ist allerdings so konzipiert, dass es nur für die Finanzierung „nicht-deutscher“ Unternehmen gilt. Ein Importvertrag deutscher Unternehmen kann auf diese Weise also nicht unterstützt werden.\r\nDas UFK-Instrument sollte deswegen auch für deutsche Unternehmen geöffnet werden\r\nund nicht nur Risiken im Zusammenhang von Krediten, sondern auch im Zusammenhang von Anleihen absichern.\r\n5.5 Den EU-Energiebinnenmarkt stärken\r\nEin liquider EU-Energiebinnenmarkt ist die Basis für die sichere Versorgung mit Energie in\r\nDeutschland und Europa. Dieser bedarf eines klaren und stabilen Rechtrahmens. Hoheitliche\r\nEingriffe sind ausschließlich als Ultima Ratio einzusetzen; Marktliche Mechanismen sind zu\r\nstärken und auch im Krisenfall so lange wie möglich aufrecht zu erhalten. Parallele Mechanismen, wie Einkaufsplattformen, Marktverzerrungen oder Eingriffe in die freie Preisbildung wirken kontraproduktiv. Die Marktmechanismen des freien Handels sind die besten Garanten für\r\neine bezahlbare und sichere Energieversorgung. Gleichzeitig gilt es, verstärkt auf den Ausbau\r\ngrenzüberschreitender Infrastrukturen zu setzen, um die Vorteile des gemeinsamen Energiebinnenmarkts in Zukunft noch besser nutzen zu können. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-03-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015842","regulatoryProjectTitle":"Anpassungsvorschläge zur EU-Gasspeicher-Verordnung ((EU) 2022/1032)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/67/6a/506769/Stellungnahme-Gutachten-SG2504090002.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":"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, 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, 31. März 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 EU-Gasspeicher-Verordnung\r\n((EU) 2022/1032)\r\nVorschlag der Europäischen Kommission zur Verlängerung der\r\nVerordnung und Empfehlungen zur Implementierung in 2025\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 3\r\nDie Europäische Kommission hat am 5. März 2025 den Vorschlag, die EU-Gasspeicher-Verordnung ((EU) 2022/1032) 1:1 um zwei Jahre zu verlängern (Commission proposes 2-year extension to EU Gas Storage Regulation - European Commission), vorgelegt und gleichzeitig Empfehlungen zur Implementierung der EU-Gasspeicher-Verordnung für das Jahr 2025 (Recommendation on the implementation of the gas storage filling targets in 2025 - European Commission) veröffentlicht.\r\nDer BDEW nimmt hierzu wie folgt Stellung:\r\nZur Gewährleistung einer sicheren Versorgung mit Gas spielen Gasspeicher eine wichtige\r\nRolle. Dabei muss das Ziel sein, deren Befüllung marktgerecht und kosteneffizient zu erreichen. Die gegenwärtigen Regelungen der EU-Gasspeicher-Verordnung jedoch geben ein verbindliches Befüllungsziel in Verbindung mit der Verpflichtung der Mitgliedstaaten, dies zu gewährleisten vor. Das stellt eine Marktintervention dar, die zu Fehlanreizen und Marktverzerrungen führt. Dies schlägt sich in den Markterwartungen nieder und zeigt sich aktuell u.a. daran, dass die Sommerpreise über den Winterpreisen liegen.\r\nMit dem Vorschlag einer 1:1-Verlängerung hat die Europäische Kommission es versäumt, ein\r\nwichtiges Signal der Entspannung an die Märkte zu senden. Es bedarf mehr Flexibilität - sowohl für die Umsetzung der noch geltenden EU-Gasspeicher-VO in diesem Jahr als auch darüber hinaus.\r\nIm Einzelnen\r\n› Bei den Regelungen der EU-Gasspeicher-VO handelt es sich um einen starken Eingriff in den\r\nMarkt und um sehr detaillierte Vorgaben, insbesondere mit der verbindlichen Füllstandsvorgabe von 90 Prozent zum 1. November eines Jahres. Diese wurde in der Krisensituation\r\n2022 schnell auf den Weg gebracht wurden. Insofern war es richtig, die Verordnung zeitlich\r\nzu begrenzen.\r\nAus Sicht des BDEW waren die Füllstandsvorgaben für Gasspeicher in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Dies hat nach der Reduzierung bzw. Einstellung der russischen Gaslieferungen zur Versorgungssicherheit in den\r\nWintermonaten beigetragen.\r\nIn den vergangenen drei Jahren haben die Energieunternehmen einen großen Beitrag dazu\r\ngeleistet, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa erfolgreich auf ein neues\r\nFundament gestellt werden konnte. Es wurden in kurzer Zeit Lieferbeziehungen zu neuen\r\nLieferländern aufgebaut, Vereinbarungen mit anderen Lieferländern erweitert und in Rekordzeit LNG-Terminals und die notwendigen Anbindungsleitungen errichtet. Auch der europäische Energiebinnenmarkt spielt eine wichtige Rolle, um Erdgasimporte aus neuen und\r\ndiversifizierten Erdgasquellen aus der ganzen Welt nach Europa zu ziehen.\r\nSeite 3 von 3\r\n› Wenn, wie nun von der Kommission angestrebt, die Verordnung verlängert werden soll,\r\nmuss sie einen der veränderten Versorgungslage angemessenen rechtlichen und zielführenden Rahmen zu schaffen. Die starren, gesetzlichen Vorgaben zur Befüllung der Gasspeicher wirken nun kontraproduktiv. Eine staatliche Marktintervention durch die gesetzlichen\r\nVorgaben hat großen Einfluss auf das Marktverhalten und zeigt sich als Fehlanreiz in Bezug\r\nauf die saisonale Eindeckung und Speichernutzung.\r\n› Es bedarf einer sorgfältigen Evaluierung und – wenn die EU-Gasspeicher-Verordnung verlängert werden sollte – einer Verschlankung bei den Regelungen, die zu unverhältnismäßigen Lasten führen. Dies betrifft beispielsweise die Zwischenziele sowie die Zertifizierung. So\r\nführen u.a. die Vorgaben zur Zertifizierung zu enormen bürokratischen Anforderungen mit\r\nhohen Kosten.\r\n› Statt eines starren Füllstandsziels auf EU-Ebene wäre beispielsweise die Vorgabe von Eckpfeilern zur Methodik für die einzelnen Mitgliedstaaten sinnvoll. Die konkreten Regelungen\r\nsollten dann durch die Mitgliedstaaten erlassen und an die EU gemeldet werden. Ein solcher Bottom-up-Ansatz würde regionalen Gegebenheiten wie u. a. den jeweils vorhandenen Speicherkapazitäten wesentlich besser gerecht.\r\n› Sollte ein solcher Bottom-up-Ansatz nicht Eingang in die Verordnung finden, dann sind das\r\nmaximale Befüllungsziel abzusenken, die Zwischenziele (Befüllungspfad) zu streichen und\r\nmehr Flexibilitäten (Berücksichtigung von LNG-Regasifizierungskapazitäten, erwarteter Fuel\r\nswitch etc.) einzuräumen.\r\n› Für 2025 empfiehlt die Europäische Kommission den Mitgliedstaaten zwar, bei der Gestaltung und Umsetzung von Maßnahmen sicherzustellen, dass diese den Markt nicht stören,\r\ndie aktuellen Marktbedingungen zu berücksichtigen und ergriffene temporäre Maßnahmen\r\nzu überprüfen. Damit unterstreicht die Europäische Kommission die Notwendigkeit, bereits\r\nim laufenden Jahr Flexibilitäten zu nutzen bzw. einzuräumen, und muss auch selbst dieser\r\nLinie folgen.\r\n› Unabhängig davon gilt es, die Gasversorgung weiter zu diversifizieren, um Konzentrationsrisiken bei einzelnen Lieferländern zu vermeiden und Produktions- und Lieferschwankungen\r\n- seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur - ohne Kompromittierung\r\nder Versorgungssicherheit ausgleichen zu können. Es müssen zügig verbesserte Rahmenbedingungen und Planungssicherheit für die Beschaffung an internationalen Märkten und den\r\nUmgang mit den beispiellosen Unwägbarkeiten und geopolitischen Krisen geschaffen werden. U.a. braucht es einen gemeinsamen, klaren strategischen Ausblick und realistische\r\nGasnachfrageszenarien verbunden mit einem verlässlichen Commitment zu Erdgas/LNG,\r\ndamit europäische Importeure als langfristige Partner anerkannt 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":"2025-04-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015929","regulatoryProjectTitle":"Anpassungsvorschläge des BDEW zum EU-Omnibus-Paket","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a5/20/508261/Stellungnahme-Gutachten-SG2504140004.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, 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, 3. April 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\nVereinfachungen im Rahmen des\r\nEU-Omnibusverfahren\r\nKommentierung der Vorschläge der EU-Kommission vom 26. Februar\r\n2025 zum EU-Omnibus-Paket\r\nSeite 2 von 25\r\nInhalt\r\n1 Zusammenfassung ........................................................................................................3\r\n2 Vorbemerkung: Grundsätze zur Stellungnahme .............................................................5\r\n3 Anmerkungen zu den einzelnen Änderungsvorschlägen der EU-Kommission ..................5\r\n3.1 Positionen des BDEW zur Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD).......5\r\n3.2 Positionierung des BDEW zum Entwurf des EU-Omnibus Pakets: CSRD...................6\r\n3.2.1 Angleichung der CSRD-Schwellenwerte an die Schwellenwerte der CSDDD und\r\nVerschiebung der erstmaligen Berichtspflicht um zwei Jahre, ohne die\r\nFinanzierungs- oder Versicherungsfähigkeit der Unternehmen zu beeinträchtigen.6\r\n3.2.2 Verzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden sektorspezifischen\r\nBerichtsstandards (ESRS) und stattdessen Entwicklung freiwilliger Standards.........7\r\n3.2.3 Vermeidung doppelter Berichterstattung durch die Anerkennung der CSRD für\r\nBerichtspflichten anderer EU-Rechtsakte (z. B. Energieeffizienz-Richtlinie) sowie\r\nReduktion und Vereinfachung der Berichtspflichten ................................................8\r\n3.2.4 Abstellen der Prüfpflicht auf begrenzte Sicherheit..................................................10\r\n3.2.5 Überarbeitung der Konzernberichterstattung nach Artikel 29a..............................11\r\n3.2.6 Doppelte Wesentlichkeit: Fokussierung auf den Kapitalmarkt und Klimaschutz als\r\nzentrales Thema.......................................................................................................11\r\n3.2.7 Streichung des Ansatzes der operativen Kontrolle – stärkere Ausrichtung an der\r\nFinanzkontrolle ........................................................................................................12\r\n3.3 Positionen des BDEW zur Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD)\r\n.................................................................................................................................12\r\n3.4 Positionierung des BDEW zum Entwurf des EU-Omnibus Pakets: CSDDD ..............12\r\n3.4.1 Fokussierung auf direkte Geschäftsbeziehungen ....................................................13\r\n3.4.2 Streichung der zivilrechtlichen Haftung...................................................................14\r\n3.4.3 Auslegung der Richtlinie auf eine Bemühenspflicht, analog zum deutschen LkSG.14\r\n4 Taxonomie..................................................................................................................14\r\nAnhang I: Konkrete Ergänzungen zu Änderungsvorschlägen: CSRD, CSDDD und den ESRS ................16\r\nSeite 3 von 25\r\n1 Zusammenfassung\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft begrüßt die von der Europäischen Kommission am 26. Februar 2025 vorgelegten Reformvorschläge im Rahmen des sogenannten Omnibus-Pakets. Diese Reformen zielen auf eine Vereinfachung der Nachhaltigkeitsberichterstattung (Corporate Sustainability Reporting Directive – CSRD und Taxonomie) sowie der unternehmerischen Sorgfaltspflichten (Corporate Sustainability Due Diligence Directive – CSDDD) ab.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. 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. Die geplanten Reformen der EU-Kommission sind daher von großer Bedeutung für die Energieunternehmen.\r\nAus Sicht des BDEW ist es positiv, dass die EU-Kommission die überbordende regulatorische\r\nBelastung der Unternehmen anerkennt und Maßnahmen zur Reduzierung unnötiger Berichtspflichten vorschlägt. Der Verband hat dies vehement eingefordert, insbesondere vor dem Hintergrund der bestehenden und kommenden bürokratischen und finanziellen Belastungen. Wir\r\nbegrüßen, dass durch die neuen Schwellenwerte der CSRD rund 80 Prozent der bisher berichtspflichtigen Unternehmen von den Berichtspflichten entlastet werden sollen. Dies trägt zu einer\r\ngezielteren und effizienteren Nachhaltigkeitsberichterstattung bei und reduziert den administrativen Aufwand für Energieversorgungsunternehmen.\r\nInsofern unterstützen wir die Reformen nachdrücklich zu prüfen, ob sie ausreichen und setzen\r\nuns insbesondere für folgende Grundsätze ein:\r\n1. Ein Moratorium für neue oder verschärfte Vorgaben,\r\n2. Eine gezielte Vereinfachung der bestehenden Vorschriften\r\nDie regulatorischen Anforderungen an die Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen\r\nin der EU haben sich in den vergangenen Jahren erheblich ausgeweitet. Mit der Corporate\r\nSustainability Reporting Directive (CSRD) und der Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) werden Unternehmen verpflichtet, umfassende Nachhaltigkeitsinformationen\r\noffenzulegen und menschenrechtliche sowie umweltbezogene Sorgfaltspflichten in ihren Lieferketten zu erfüllen.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) nachvollzieht den grundsätzlichen Wert von Sorgfaltspflichten, setzt sich aber für eine praxistaugliche und verhältnismäßige\r\nSeite 4 von 25\r\nUmsetzung dieser Vorgaben ein. In seiner Stellungnahme hebt der BDEW insbesondere folgende Kernforderungen hervor:\r\n1. Im Kontext der Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) fordert der BDEW:\r\no Die Angleichung der Schwellenwerte an die der CSDDD und Verschiebung der\r\nerstmaligen Berichtspflicht um zwei Jahre, um Unternehmen ausreichend Vorbereitungszeit zu geben mit der Bitte um schnellstmögliche Umsetzung, da die\r\nPlanung des Jahresabschlusses bei den Unternehmen anläuft.\r\no Den Verzicht auf verpflichtende sektorspezifische Berichtsstandards zugunsten\r\nfreiwilliger Standards, um eine Überregulierung zu vermeiden. Es darf keine implizite Pflicht dadurch entstehen, dass Kapitalmarktteilnehmer entsprechende\r\nBerichtsinhalte von den Unternehmen fordern.\r\no Die Vermeidung doppelter Berichtspflichten durch eine bessere Abstimmung mit\r\nanderen EU-Regulierungen (z. B. Energieeffizienz-Richtlinie bzw. die Konkretisierung weiterer EU-Regulierungen in Anlage B ESRS 2 und konkretere Angaben darüber, wie Datenpunkte zu erfüllen sind).\r\no Das Abstellen der Prüfpflicht auf begrenzte Sicherheit.\r\no Überarbeitung der Konzernberichterstattung nach Artikel 29a.\r\no Den Fokus auf doppelte Wesentlichkeit und die Fokussierung auf den Kapitalmarkt und Klimaschutz als zentrale Themen.\r\no Streichung des Ansatzes der operativen Kontrolle – stärkere Ausrichtung an der\r\nFinanzkontrolle.\r\n2. Zur Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) beziehen sich die Forderungen des BDEW auf:\r\no Die Beschränkung der Sorgfaltspflichten auf direkte Geschäftsbeziehungen anstelle der gesamten Lieferkette, um den administrativen Aufwand zu reduzieren.\r\nWir erachten es als nicht realisierbar, die erforderliche Transparenz in der tieferen Lieferkette sicherzustellen, um diese Vorgabe umsetzen zu können.\r\no Die Ablehnung der Verpflichtung zur Durchsetzung von Verhaltenskodizes entlang der gesamten Aktivitätskette, da diese praktisch nicht umsetzbar bzw. kontrollierbar ist.\r\no Die Streichung der zentralen EU-Haftungsregelung und Orientierung an den bestehenden nationalen Vorschriften, insbesondere dem deutschen Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG).\r\nSeite 5 von 25\r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich die Absichten der EU, Unternehmen zu mehr Transparenz und\r\nVerantwortung zu verpflichten. Gleichzeitig fordert er eine realistische Ausgestaltung der Regelungen, die Unternehmen nicht übermäßig belastet und die Transformation zur Klimaneutralität\r\nnicht gefährdet. Die im EU-Omnibus-Paket vorgeschlagenen Änderungen greifen einige dieser\r\nAnliegen auf, müssen jedoch weiter konkretisiert und vereinfacht werden\r\n2 Vorbemerkung: Grundsätze zur Stellungnahme\r\nDer BDEW begrüßt die von der Europäische Kommission am 26. Februar 2025 mit mehreren\r\nLegislativvorschlägen als Teil eines sog. Omnibus-Pakets eingebrachten umfassenden Reformen\r\nzur Vereinfachung der Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD und Taxonomie) und der unternehmerischen Sorgfaltspflichten (CSDDD).\r\nAus BDEW-Sicht ist es erfreulich, dass die EU-Kommission anerkennt, dass Unternehmen von\r\nden umfangreichen Vorgaben im Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD und Taxonomie) und der Lieferkettensorgfaltspflichten (CSDDD) entlastet werden müssen und unterstützt daher die von der EU-Kommission am 26. Februar eingebrachten Vorschläge mit Nachdruck. Für das Schreiben sowie weitere Verfahren sollten aus BDEW-Sicht nach wie vor die folgenden zwei Grundsätze 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 doppelter Berichtspflichten hinausgeht und eine spürbare Reduktion der Berichtspflichten\r\nfür Unternehmen zur Folge hat, ohne dabei die betroffenen Rechtsakte als Ganzes in\r\nFrage zu stellen.\r\n3 Anmerkungen zu den einzelnen Änderungsvorschlägen der EU-Kommission\r\n3.1 Positionen des BDEW zur Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD)\r\n› Für die CSRD hatte sich der BDEW in seiner Stellungnahme vom 11. Februar 2025 für folgende Punkte eingesetzt:\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\nSeite 6 von 25\r\n• Verzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden sektorspezifischen Berichtsstandards (ESRS) und stattdessen Entwicklung freiwilliger Standards in Kooperation mit den Vertretern der jeweiligen Sektoren\r\n• Vermeidung doppelter Berichterstattung durch die Anerkennung der CSRD für Berichtspflichten anderer EU-Rechtsakte (z. B. Energieeffizienz-Richtlinie)\r\n3.2 Positionierung des BDEW zum Entwurf des EU-Omnibus Pakets: CSRD\r\nDer BDEW begrüßt, dass die EU-Kommission die wesentlichen Forderungen des BDEWs aufgegriffen hat, und unterstreicht zugleich die anhaltende Relevanz der in seiner Stellungnahme\r\nvom 11. Februar 2025 formulierten Kernpunkte. Wir möchten auf folgende Punkte unserer Stellungnahme mit Blick auf den Entwurf zum Omnibus-Paket noch folgende Teilpunkte ergänzen\r\nund einige neue Punkte einbringen und einordnen.\r\n3.2.1 Angleichung der CSRD-Schwellenwerte an die Schwellenwerte der CSDDD und Verschiebung der erstmaligen Berichtspflicht um zwei Jahre, ohne die Finanzierungsoder Versicherungsfähigkeit der Unternehmen zu beeinträchtigen.\r\nDer BDEW begrüßt, dass durch die Anhebung des Schwellenwerts für die Mitarbeitendenanzahl\r\nin Zukunft nur noch Unternehmen mit über 1000 Mitarbeitenden (zuvor 250) berichtspflichtig\r\nwären. Aus BDEW-Sicht sind die Pläne der EU-Kommission zur Verschiebung der der erstmaligen Berichtspflicht der CSRD um zwei Jahre daher zu begrüßen. Zwar haben viele der berichtspflichtigen Unternehmen angesichts der aktuell gültigen Vorgaben bereits mit der Vorbereitung\r\nauf die erstmalige Berichterstattung im Jahr 2026 begonnen. Statt am 26. Juli 2027 sollen die\r\nersten Unternehmen die CSDDD erst am 26. Juli 2028 anwenden. Auch dies begrüßt der BDEW\r\nausdrücklich.\r\nAngesichts des großen Umfangs der Berichtspflichten würde es nicht von der ebenfalls vorgeschlagenen Anhebung der Schwellenwerte erfasste, erstmalig berichtspflichtige Unternehmen\r\naber stark entlasten, bei Bedarf mehr Vorbereitungszeit in Anspruch nehmen zu können und\r\nerste Berichte maximal auf freiwilliger Basis zu veröffentlichen (ohne Prüfpflicht). Weiterhin\r\nmöchte sich der BDEW für die Angleichung der CSRD-Schwellenwerte an die Schwellenwerte\r\nder CSDDD einsetzen. Die Schwelle der Anzahl der Mitarbeitenden bleibt die Wichtigste, wir\r\nmöchten uns im Rahmen der Harmonisierung jedoch auch für eine Angleichung der Finanzkennzahlen einsetzen (Berichtspflicht ab 1 000 Beschäftigten und einem erzielten weltweiten Nettoumsatz von mehr als 450 000 000 EUR). Eine Spezifizierung hierzu haben wir dem Anhang beigefügt.\r\nSeite 7 von 25\r\n3.2.2 Verzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden sektorspezifischen\r\nBerichtsstandards (ESRS) und stattdessen Entwicklung freiwilliger Standards\r\nIm Hinblick auf die Erarbeitung von sektorspezifischen Berichtsstandards gemäß Artikel 29b,\r\nAbsatz 1 der CSRD möchten wir folgende Änderung vorschlagen: Wir regen an, dass:\r\ni) die Verpflichtung zur Erarbeitung und Anwendung von sektorspezifischen Berichtsstandards gestrichen wird, der Vorschlag der Kommission zu Art. 2 (6) des Richtlinienvorschlags entsprechend unterstützt wird, und\r\nii) stattdessen auf eine freiwillige Anwendung abgestellt wird.\r\nDies würde Unternehmen die Möglichkeit geben, selbst zu entscheiden, ob und in welchem\r\nUmfang sie sektorspezifische Standards für ihre Berichterstattung nutzen möchten.\r\nIn Deutschland und in anderen Ländern existieren bereits etablierte, sektorspezifische Standards, wie beispielsweise für die Wasserwirtschaft und die Energiewirtschaft. Diese Standards\r\nhaben sich als hilfreich erwiesen, da sie den Unternehmen ermöglichen, ihre Berichterstattung\r\nentsprechend der spezifischen Anforderungen ihres Sektors zu gestalten. Die Einführung zusätzlicher, verpflichtender Standards auf EU-Ebene könnte jedoch zu Doppelarbeit führen und bestehende, effektive Standards überschreiben.\r\nAnstatt verpflichtende sektorspezifische Standards zu entwickeln, schlagen wir vor, dass die\r\nKommission freiwillige sektorspezifische Standards fördert und diese, wenn möglich, an bestehende, bewährte Branchenstandards wie die GRI-Standards anlehnt. Dadurch können Unternehmen selbst entscheiden, ob diese Standards für ihre Berichterstattung sinnvoll sind und ob\r\nsie diese anwenden möchten.\r\nZudem sollten diese jedoch modular gestaltet sein, so dass jedes Unternehmen die für sich relevanten Aspekte dieses sektorspezifischen Standards nutzen kann und nicht nur die Wahl zwischen keiner sektorspezifischen Berichterstattung und der vollständigen Anwendung des sektorspezifische Standards hat.\r\nDiese Forderung steht insbesondere mit unserem ersten Grundsatz im Einklang. Hier fordern\r\nwir ein Moratorium für komplett neue Vorgaben oder die Verschärfung bestehender Vorgaben\r\nim Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten.\r\nSeite 8 von 25\r\n3.2.3 Vermeidung doppelter Berichterstattung durch die Anerkennung der CSRD für Berichtspflichten anderer EU-Rechtsakte (z. B. Energieeffizienz-Richtlinie)sowie Reduktion und Vereinfachung der Berichtspflichten\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.\r\nDurch eine Verschlankung der Vorgaben und die Beseitigung redundanter Berichts- oder Auditverpflichtungen 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. Konkrete Anpassungsvorschläge zur CSRD und den ESRS haben\r\nwir im Anhang I beigefügt. Jedoch muss der Grundsatz gelten: Die Überarbeitung der ESRS soll\r\ndarauf abzielen, unwesentliche Standards vollständig zu streichen, während bestehende Anforderungen unverändert bleiben, um Doppelarbeit bei den Energieversorgungsunternehmen zu vermeiden.\r\nKonkret schlagen wir vor, die bestehenden Redundanzen zwischen CSRD, Taxonomie und\r\nCSDDD zu reduzieren. Dies betrifft zum einen den Nachweis der Erfüllung menschenrechtlicher\r\nSorgfaltspflichten im Rahmen der Minimum Social Safeguards (Taxonomie) und zum anderen\r\nden ESRS-S2 Standard zu den Arbeitskräften in der Lieferkette. Der Verweis auf die Erfüllung\r\nder Sorgfalts- und Offenlegungspflichten gemäß CSDDD sollten hinreichend sein sowohl für den\r\nNachweis zur Erfüllung der Minimum Social Safeguards (Taxonomie) als auch für die Berichterstattung nach ESRS-S2.\r\nDiese Forderung ist vor allem mit unserem zweiten Grundsatz im Einklang, die eine gezielte\r\nVereinfachung des bestehenden Regelwerks fordert, die über die Streichung doppelter Berichtspflichten hinausgeht und eine spürbare Reduktion der Berichtspflichten für Unternehmen\r\nzur Folge hat, ohne dabei die betroffenen Rechtsakte als Ganzes in Frage zu stellen. Es ist aus\r\nBDEW-Sicht zu begrüßen, dass die Kommission Anpassungen der ESRS angekündigt an. Aus\r\nSicht des BDEWs ist, würde die geplante Anpassung mit Blick auf die relevante Rechtssicherheit\r\nfür die Unternehmen, sechs Monate nach Verabschiedung des Omnibus-Pakets, jedoch zu spät\r\nkommen. Aus BDEW-Sicht gilt daher:\r\nSeite 9 von 25\r\n• In einem ersten Schritt müssen die relevanten EU-Richtlinien und Verordnungen überprüft 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 ausgesetzt werden. Darauf\r\nsollte sich zügig geeinigt werden.\r\n• In einem zweiten Omnibus-Paket muss nach wie vor dringend auch die Umsetzungsgesetzgebung auf europäischer Ebene entsprechend der zuvor vorgenommenen Änderungen an der übergeordneten Gesetzgebung schnellstmöglich und konsequent überprüft,\r\nüberarbeitet und präzisiert werden (insbes. delegierte Rechtsakte zur EU-Taxonomie\r\nund den Standards zur Nachhaltigkeitsberichterstattung nach CSRD). Wir fordern weiterhin die Harmonisierung der Angaben zu Energieeffizienz bei Abwasser mit der Energieeffizienz-Richtlinie (EED) und der Taxonomie-Verordnung in Analogie zur Trinkwasser-Richtlinie. Darüber hinaus betrifft das auch nicht-legislative Leitlinien, die – wenn zur\r\nUmsetzung der Vorgaben erforderlich – immer mit ausreichender Vorlaufzeit vor Inkrafttreten der Berichtspflichten 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\r\nUnternehmen für Verunsicherung. Nationales „Gold plating“ sowie abweichende oder doppelte\r\nRegelungen sind dabei weitestmöglich zu vermeiden. Für neue Vorgaben sollte darüber hinaus\r\ngrundsätzlich eine Umsetzungsfrist von mindestens zwei vollen Kalenderjahren ab dem Zeitpunkt der Veröffentlichung im EU-Amtsblatt gelten, um Unternehmen hinreichen Vorbereitungszeit zuzugestehen. Zwingend zu vermeiden sind kurzfristigen Umsetzungspflichten innerhalb eines Geschäftsjahres.\r\nDie Bereitstellung einer fundierten Datenbasis, einschließlich Emissionsfaktoren für die THGBilanzierung, könnte dazu beitragen, die Kosten der Berichterstattung zu senken. Zudem wären\r\nSubventionen oder Fördermaßnahmen für die Nutzung privater Anbieter eine praxisnahe Unterstützung. Eine stärkere Integration von Managementsystemen angestrebt werden, die ähnliche Anforderungen adressieren. Dies würde nicht nur Erleichterungen mit sich bringen, sondern auch die Implementierung des PDCA-Zyklus im Unternehmen mit Blick auf ESG-Aspekte\r\nfördern. Neben dem Energiemanagement könnten hier beispielsweise die Normen ISO 45001\r\n(Arbeitsschutzmanagement) und ISO 14001 (Umweltmanagement) berücksichtigt werden.\r\nSeite 10 von 25\r\n3.2.4 Abstellen der Prüfpflicht auf begrenzte Sicherheit\r\nDie EU-Kommission plant, die Prüfpflicht und Maschinenlesbarkeit anzupassen. Der Übergang\r\nvon begrenzter auf hinreichende Prüfungssicherheit soll zudem gestrichen werden. Zudem wird\r\nklargestellt, dass die Maschinenlesbarkeit der Nachhaltigkeitsberichterstattung erst nach Festlegung entsprechender Regeln durch die EU-Kommission verpflichtend werden soll.\r\nDie Klarstellungen zur Maschinenlesbarkeit sind aus Sicht des BDEW erfreulich. Die Umsetzung\r\nder Anforderungen stellt insbesondere für Unternehmen, die erstmalig über Nachhaltigkeitsthemen berichten, eine erhebliche Belastung dar. Dies betrifft sowohl den hohen Aufwand bei\r\nder Erfüllung der Anforderungen als auch die technische Herausforderung der Maschinenlesbarkeit (Tagging). Insbesondere die gleichzeitige Einführung der Tagging-Anforderungen und\r\nder CSRD-Vorgaben würden eine merkliche Belastung darstellen, da dies sowohl Kapazitäts- als\r\nauch technische Grenzen bei der Verfügbarkeit von Daten überschreiten kann.\r\nAus Sicht des BDEW ist es zu begrüßen, dass die EU-Kommission auf eine Prüfung mit begrenzter\r\nSicherheit abstellen möchte. Es eignet sich eine schrittweise Annäherung an eine hinreichende\r\nPrüfungssicherheit für bestimmte Datenpunkte. Hier vertreten wir die Position, dass wir bei\r\ndieser möglichen Annäherung an hinreichende Prüfungssicherheit für bestimmte Datenpunkte\r\nauf Freiwilligkeit setzen. Es sollte keine Pflicht zu diesem Prüfungsstandard gelten. Zudemerfordert die Umsetzung dieser Zielsetzung in jedem Fall ausreichende Übergangsfristen, da die\r\nEinführung der erforderlichen Kontrollmechanismen in den Unternehmen voraussichtlich mehrere Jahre in Anspruch nehmen wird. Es ist daher von zentraler Bedeutung, den Unternehmen\r\ngenügend Zeit zu gewähren, um sich auf die neuen Anforderungen vorzubereiten und diese\r\nnachhaltig umzusetzen. Darüber hinaus müssen Unternehmen in der Lage sein, sich auf die zu\r\nerwartenden steigenden Prüfkosten einzustellen, um die finanziellen und organisatorischen\r\nHerausforderungen erfolgreich zu bewältigen.\r\nDie Umsetzung der Anforderungen stellt abschließend insbesondere für Unternehmen, die erstmalig über Nachhaltigkeitsthemen berichten, eine erhebliche Belastung dar. Dies betrifft sowohl den hohen Aufwand bei der Erfüllung der Anforderungen als auch die technische Herausforderung der Maschinenlesbarkeit (Tagging). Insbesondere die gleichzeitige Einführung der\r\nTagging-Anforderungen und der CSRD-Vorgaben stellt eine merkliche Belastung dar, da dies sowohl Kapazitäts- als auch technische Grenzen bei der Verfügbarkeit von Daten überschreiten\r\nkann.\r\nSeite 11 von 25\r\n3.2.5 Überarbeitung der Konzernberichterstattung nach Artikel 29a\r\nIm Rahmen der Konzernberichterstattung kann es vorkommen, dass Gesellschaften sich noch\r\nim Konsolidierungskreis befinden, obgleich sie ggf. für den Konzern nicht sehr wesentlich sind,\r\naber auch noch nicht so unwesentlich, dass auf die Einbeziehung komplett verzichtet werden\r\nkönnte. Durch die Einbeziehung in den Konzernabschluss sind auch diese Gesellschaft gezwungen, eine Berichterstattung für CSRD und Taxonomie zu erstellen.\r\nDas sog. Konzernprivileg wird in diesem Fall für kleine Gesellschaft zur Bürde, denn es besteht\r\ndie Gefahr, dass die Unternehmen bei Einbezug in einen Konzernabschluss interne und externe\r\nAufwände 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 konsolidierter Gesellschaften von der Reduktion von Berichtspflichten auf EU-Ebene\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung geprüft werden.\r\nDarüber hinaus sollte die Konzernwirkung für Kommunen überarbeitet werden. Zumindest die\r\nrein hoheitlichen Aufgaben, die nicht durch private Dritte durchgeführt werden können, sollten\r\naus der Schwellenwertberechnung herausgenommen werden.\r\nWir schlagen eine Ergänzung in Artikel 29a vor, dass nicht die finanzielle Wesentlichkeit ausschlaggebend ist für die Einbeziehung von Tochtergesellschaften in die nicht-finanzielle Nachhaltigkeitsberichterstattung, sondern die Wesentlichkeit in Bezug auf den zu berichtenden\r\nNachhaltigkeitsaspekt. Dies wäre u.E. auch im Einklang mit dem bereits im ESRS1 / Nr. 102 verankerten Grundsatz:\r\nEs sorgt dafür, dass alle Tochterunternehmen in einer Weise berücksichtigt werden, da wesentliche Auswirkungen, Risiken und Chancen unvoreingenommen ermittelt werden können.\r\n3.2.6 Doppelte Wesentlichkeit: Fokussierung auf den Kapitalmarkt und Klimaschutz als\r\nzentrales Thema\r\nDie Analyse der doppelten Wesentlichkeit sollte neugestaltet werden, um eine klare Priorisierung widerzuspiegeln. Der Green Deal verfolgt das Ziel, Finanzströme zu dekarbonisieren und\r\ngezielt in nachhaltige Aktivitäten zu lenken. Dies erfordert eine stärkere Ausrichtung auf Investoren und Finanzmärkte, die ökologischen Themen erheblich mehr Gewicht beimessen als sozialen Aspekten.\r\nSeite 12 von 25\r\nDaher sollte sich die CSRD auf eine begrenzte Anzahl wesentlicher Themen konzentrieren, die\r\nfür die Umsetzung des Green Deal entscheidend sind – mit dem Klimaschutz als zentralem\r\nSchwerpunkt. Eine Angleichung an die Standards von IFRS und ISSB wäre in diesem Kontext\r\nsinnvoll, um eine einheitliche und international anschlussfähige Berichterstattung zu gewährleisten.\r\n3.2.7 Streichung des Ansatzes der operativen Kontrolle – stärkere Ausrichtung an der Finanzkontrolle\r\nDer Ansatz der operativen Kontrolle sollte gestrichen und durch eine strengere Übereinstimmung mit der Finanzkontrolle ersetzt werden. Die derzeitige Definition der operativen Kontrolle\r\nist nicht eindeutig und steht im Widerspruch zum Grundsatz der Kohärenz und Vergleichbarkeit\r\nder CSRD im Verhältnis zur Finanz- und Nachhaltigkeitsberichterstattung.\r\nZudem existiert keine präzise und praktikable Definition der operativen Kontrolle – Begriffe wie\r\n„Erlaubnis“ sind nicht ausreichend spezifiziert. Der damit verbundene Prüfungsaufwand ist unverhältnismäßig hoch, insbesondere in Bezug auf die Abgrenzung des Berichtsumfangs und die\r\nBeschaffung relevanter Daten, die in vielen Fällen kaum oder gar nicht verfügbar sind.\r\n3.3 Positionen des BDEW zur Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD)\r\n› Für die CSDDD hatte sich der BDEW in seiner Stellungnahme vom 11. Februar 2025 für folgende Punkte eingesetzt:\r\nFokussierung auf direkte Geschäftsbeziehungen\r\nStreichung der zivilrechtlichen Haftung\r\nAuslegung der Richtlinie auf eine Bemühenspflicht, analog zum deutschen LkSG\r\n3.4 Positionierung des BDEW zum Entwurf des EU-Omnibus Pakets: CSDDD\r\nDer BDEW begrüßt, dass die EU-Kommission die wesentlichen Forderungen des BDEWs aufgegriffen hat, und unterstreicht zugleich die anhaltende Relevanz der in seiner Stellungnahme\r\nvom 11. Februar 2025 formulierten Kernpunkte. Wir möchten auf folgende Punkte unserer Stellungnahme mit Blick auf den Entwurf zum Omnibus-Paket noch folgende Teilpunkte ergänzen\r\nund einige neue Punkte einbringen und einordnen.\r\nSeite 13 von 25\r\n3.4.1 Fokussierung auf direkte Geschäftsbeziehungen\r\nDer BDEW begrüßt, dass die EU-Kommission die wesentlichen Forderungen aufgegriffen hat,\r\nund unterstreicht zugleich die anhaltende Relevanz der in seiner Stellungnahme vom 11. Februar 2025 formulierten Kernpunkte.\r\nWie aus dem Entwurf des EU-Omnibus-Pakets hervorgeht, ist es aus Sicht des BDEW positiv zu\r\nbewerten, dass die Sorgfaltspflichten künftig primär direkte Geschäftspartner betreffen und\r\nnicht mehr die gesamte Lieferkette. Eine Überprüfung indirekter Partner soll laut Entwurf nur\r\nerfolgen, wenn konkrete Hinweise auf Verstöße vorliegen – eine bewährte Regelung, die bereits\r\naus dem Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz (LkSG) bekannt ist. Eine europaweit einheitliche\r\nRegulierung in diesem Bereich ist grundsätzlich wünschenswert.\r\nAllerdings sieht der aktuelle Entwurf auch vor, dass Unternehmen durch sogenannte Vertragskaskaden sicherstellen müssen, dass ihr Code of Conduct (CoC) entlang der gesamten Aktivitätskette, einschließlich indirekter Geschäftspartner, Anwendung findet. Diese Anforderung\r\nist in der Praxis nicht umsetzbar und steht im Widerspruch zum erklärten Ziel der Vereinfachung\r\nund sollte deswegen gestrichen werden. Wir begrüßen eine Orientierungshilfe, die zur Standardisierung des Code of Conduct beiträgt. Die Anwendung sollte für Unternehmen jedoch freiwillig bleiben.\r\nUnternehmen können die Einhaltung fremder CoCs entlang der Lieferkette nicht garantieren –\r\ninsbesondere, da deren Bestimmungen häufig nicht mit den eigenen Vorgaben übereinstimmen. Darüber hinaus sind die damit verbundenen Pflichten, wie etwa die Schulung Dritter oder\r\ndie Haftung für externe Hinweisgebersysteme, weder rechtlich durchsetzbar noch praktikabel.\r\nSolche Regelungen führen zu erheblichem administrativem Mehraufwand und schaffen erhebliche rechtliche Unsicherheiten für Unternehmen.\r\nDer Sorgfaltspflichtenfokus sollte auf die direkte Geschäftsbeziehung beschränkt bleiben, wobei mittelbare Zulieferer nur bei glaubwürdigen Anhaltspunkten einbezogen werden. Der gesamte Produktlebenszyklus, einschließlich Entstehung, Entsorgung, Transport und Lagerung,\r\nsollte unberücksichtigt bleiben, da dies in der Praxis nicht umsetzbar ist. Darüber hinaus sollte\r\ndie Verpflichtung zur Informationsbeschaffung ausschließlich für Unternehmen mit mehr als\r\n500 Mitarbeitenden gelten, sofern diese im VSME erfasst sind. Eine Harmonisierung der CSDDD\r\nmit den Berichtspflichten der CSRD ist essenziell, insbesondere durch die Integration des CBAM,\r\num eine kohärente und praxisgerechte Umsetzung zu gewährleisten.\r\nDer BDEW fordert daher eine realistische und rechtssichere Ausgestaltung der Sorgfaltspflichten in der CSDDD. Unternehmen müssen vor unverhältnismäßigen und praktisch nicht\r\nSeite 14 von 25\r\numsetzbaren Verpflichtungen geschützt werden. In diesem Zusammenhang ersuchen wir um\r\neine Überprüfung der genannten Anforderungen und eine Anpassung der Regelungen mit Blick\r\nauf ihre praktische Anwendbarkeit.\r\n3.4.2 Streichung der zivilrechtlichen Haftung\r\nDer BDEW begrüßt die Streichung der zentralen EU-Haftungsregelung, in der eine zivilrechtliche\r\nHaftung vorgesehen ist. Dabei sollte für alle EU-Länder harmonisierend gelten, dass eine zivilrechtliche Haftung auch nicht durch nationales Recht greifen kann.\r\nEntsprechend unterstützen wir die Änderungsvorschläge in Artikel 4 (12) des Richtlinienvorschlags COM (2025) 81 sowie die Streichung der Artikel 29 (1) und (7). Damit wird klargestellt,\r\ndass eine Verletzung der Pflichten aus dem LkSG keine zivilrechtliche Haftung nach sich zieht.\r\nDaher setzt der BDEW sich für eine Beibehaltung der vorgeschlagenen Streichung im Rahmen\r\nder Richtlinie ein.\r\n3.4.3 Auslegung der Richtlinie auf eine Bemühenspflicht, analog zum deutschen LkSG\r\nDes Weiteren unterstützt der BDEW den Ansatz, dass Geschäftsbeziehungen bei Verstößen\r\nnicht zwangsläufig beendet werden müssen. Stattdessen sollen vorrangig Maßnahmen zur Verbesserung ergriffen werden, was eine pragmatische und lösungsorientierte Vorgehensweise ermöglicht.\r\n4 Taxonomie\r\nDie Freiwilligkeit der Taxonomieberichterstattung gilt im Rahmen des Richtlinienvorschlages\r\nnur für bestimmte Unternehmen. Der BDEW fordert, dass die Anwendung der neu eingefügten\r\nArtikel 19b und 29aa jedoch für alle Unternehmen möglich sein sollte.\r\nDer BDEW möchte darauf hinweisen, dass er sich zu den Positionen im Rahmen des delegierten\r\nRechtsaktes der Taxonomie in einer separaten Stellungnahme geäußert hat. Die Stellungnahme\r\nwurde am 26.03.2025 fristgerecht eingereicht.\r\nSeite 15 von 25\r\nAnsprechpartner\r\nFatbardh Kqiku\r\nBetriebswirtschaft und Digitalisierung\r\n+49 30 300 199-1665\r\nfatbardh.kqiku@bdew.de\r\nDustin Kich\r\nEU-Vertretung\r\n+32 2774 5115\r\ndustin.kich@bdew.de\r\nSeite 16 von 25\r\nAnhang I: Konkrete Ergänzungen zu Änderungsvorschlägen: CSRD, CSDDD und den ESRS\r\nÄnderungsvorschlag Artikel Begründung\r\nAmendments to Directive 2013/34/EU – Article 2 COM (2025) 81\r\nAngleichung der\r\nSchwellenwerte für\r\ndie Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD)\r\nund die Lieferkettensorgfaltspflichten\r\n(CSDDD)\r\n(2): Article 19a is amended as follows:\r\n(a) in paragraph 1, the first subparagraph is replaced by the following:\r\n‘Large undertakings which, on their\r\nbalance sheet dates, Undertakings for\r\nwhich one following conditions applies exceed the average number of\r\n1000 employees year during the financial shall include in their management\r\nreport information necessary to understand the undertaking’s impacts on\r\nsustainability matters, and information necessary to understand how\r\nsustainability matters affect the undertaking’s development, performance and position.’:\r\na) The company had an average of\r\nmore than 1,000 employees in the\r\nlast financial year for which financial\r\nstatements were adopted or should\r\nhave been adopted and generated a\r\nglobal net revenue of more than\r\n450,000,000 EUR;\r\nb) The company is a small or mediumsized enterprise – excluding micro-enterprises – that qualifies as a public\r\ninterest entity within the meaning of\r\nArticle 2(1)(a).\r\n(4): Article 29a is amended as follows:\r\nDas Aufsetzen der für die Berichterstattung erforderlichen Prozesse bindet nicht nur große personelle Ressourcen – viele Unternehmen müssten ihre Nachhaltigkeitsabteilungen signifikant aufstocken – sondern geht auch darüber hinaus mit hohen Kosten\r\neinher (IT-Systeme, externe Berater etc.). Wenngleich diese Aspekte im Grundsatz für alle Unternehmen gleichermaßen gelten, so sind gerade kleine und\r\nmittelgroße Unternehmen (in der\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft\r\nhäufig kommunale Stadtwerke)\r\nbesonders stark davon betroffen,\r\nda sie weniger personelle und finanzielle Ressourcen zur Verfügung halben und die eventuellen\r\nVorteile der Nachhaltigkeitsberichterstattung, wie beispielsweise erleichterter Zugang zu Kapital, für sie meist weniger stark\r\nersichtlich sind.\r\nDeshalb sollten weniger große\r\nUnternehmen durch eine Angleichung der Schwellenwerte aus\r\nder CSRD an die Schwellenwerte\r\nder CSDDD entlastet und von den\r\nverpflichtenden\r\nSeite 17 von 25\r\nParent undertakings of a large group\r\nwhich, on their balance sheet dates,\r\nexceed the average number of 1000\r\nemployees, on a consolidated basis,\r\nduring the financial year, which has\r\nreached the thresholds set out in Article 19a (1a), shall include in the consolidated management report information necessary to understand the\r\ngroup’s impacts on sustainability matters, and information necessary to understand how sustainability matters\r\naffect the group’s development, performance and position.\r\nOffenlegungspflichten ausgenommen werden. Eine Berichterstattung auch kleinerer Unternehmen\r\nauf freiwilliger Basis soll selbstverständlich weiterhin möglich\r\nbleiben. Nach einigen Jahren Erfahrung mit der Umsetzung der\r\nCSRD kann unter Umständen geprüft werden, inwieweit eine Absenkung des Schwellenwerts mit\r\nreduzierten Berichtspflichten\r\n(bspw. durch die Anwendung der\r\nfreiwilligen Berichtsstandards für\r\nKMU) sinnvoll und für die betroffenen Unternehmen handhabbar wäre.\r\nVerzicht auf die Erarbeitung von verpflichtend anzuwendenden\r\nsektorspezifischen Berichtsstandards\r\n(6) Article 29b is amended as follows:\r\n(a) in paragraph 1, the third and\r\nfourth subparagraphs are deleted; (b)\r\nin paragraph 4, first subparagraph, the\r\nlast sentence is replaced by the following:\r\n‘Sustainability reporting standards\r\nshall not specify disclosures that\r\nwould require undertakings to obtain\r\nfrom undertakings in their value chain\r\nwhich, on their balance sheet dates,\r\ndo not exceed the average number of\r\n1000 employees during the financial\r\nyear specified in Article 19a of Directive 2013/34/EU any information\r\nthat exceeds the information to be\r\ndisclosed pursuant to the sustainability reporting standards for voluntary\r\nuse referred to in Article 29ca.’;\r\nIn Deutschland hat die Wasserwirtschaft einen Standard für die\r\ndoppelte Wesentlichkeitsprüfung\r\nund der Zuordnung der jeweiligen\r\nDatenpunkte entwickelt. Dabei\r\nsind als Beiprodukt auch sektorspezifische Standards entwickelt\r\nworden, weil sich viele ESRS nur\r\ndurch eine sektorspezifische Auslegung verständlich machen lassen. Auch die Energiewirtschaft\r\nim BDEW entwickelt entsprechende Muster und wird dabei\r\nsektorspezifische Besonderheiten\r\nausarbeiten. Weitere verpflichtende Standards durch die\r\nEFRAG bergen die Gefahr, gefundene Standards zu überschreiben\r\nund damit zu einer Doppelarbeit\r\nführen. Gleichzeitig können sektorspezifische Standards\r\nSeite 18 von 25\r\n(7) Article 29c is deleted;\r\n(8) the following Article 29ca is inserted:\r\n[…]“\r\nUnternehmen auch bei der Berichterstattung und der Reduktion von Berichtspflichten auf EUEbene unterstützen, wenn sie wesentliche Themen und spezifische\r\nAngaben für Organisationen dieser Branche festlegen und konkretisieren. Anstatt verpflichtender Standards sollten daher freiwillige sektorspezifische Standards erarbeitet werden, um den\r\nUnternehmen selbst die Entscheidung zu überlassen, ob deren\r\nNutzung für sie sinnvoll ist. Dabei\r\nsollten weitestgehend bereits\r\netablierte Branchenstandards,\r\nwie beispielsweise die GRI-Standards, übernommen werden.\r\nAnpassung der Berichtspflichten für\r\nKonzerngesellschaften, die alleinstehend\r\nnicht nach CSRD berichtspflichtig wären\r\n(4) Article 29a is amended as follows:\r\nParent undertakings of a large group\r\nwhich, on their balance sheet dates,\r\nexceed the average number of 1,000\r\nemployees , on a consolidated basis\r\nand generated a global net revenue\r\nof more than 450,000,000 EUR;, during the financial year, shall include in\r\nthe consolidated management report\r\ninformation necessary to understand\r\nthe group’s impacts on sustainability\r\nmatters, and information necessary to\r\nunderstand how sustainability matters\r\naffect the group’s development, performance, and position.\r\nFurthermore, it is not financial materiality that determines the inclusion\r\nof subsidiaries in the non-financial\r\nIm Rahmen der Konzernberichterstattung kann es vorkommen,\r\ndass Gesellschaften sich noch im\r\nKonsolidierungskreis befinden,\r\nobgleich sie ggf. für den Konzern\r\nnicht sehr wesentlich sind, aber\r\nauch noch nicht so unwesentlich,\r\ndass auf die Einbeziehung komplett verzichtet werden könnte.\r\nDurch die Einbeziehung in den\r\nKonzernabschluss sind auch diese\r\nGesellschaft gezwungen, eine Berichterstattung für CSRD und Taxonomie zu erstellen. Das sog.\r\nKonzernprivileg wird in diesem\r\nFall für kleine Gesellschaft zur\r\nBürde, denn es besteht die Gefahr, dass die Unternehmen bei\r\nEinbezug in einen\r\nSeite 19 von 25\r\nsustainability reporting, but rather\r\nthe materiality concerning the sustainability aspect to be reported.\r\nKonzernabschluss interne und externe Aufwände stemmen müssen, obgleich sie am Ende nur von\r\nwenigen Berichtspflichten tatsächlich betroffen sind. Es sollte\r\ndaher die Möglichkeit für eine\r\npunktbezogene und begründete\r\nAusgrenzung entsprechender\r\nkonsolidierter Gesellschaften von\r\nder Seite 6 von 15 Reduktion von\r\nBerichtspflichten auf EU-Ebene\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung\r\ngeprüft werden (in Form einer Art\r\nWesentlichkeitsanforderung). Die\r\nErgänzung in 29a sorgt dafür, dass\r\nalle Tochterunternehmen in einer\r\nWeise berücksichtigt werden, da\r\nwesentliche Auswirkungen, Risiken und Chancen unvoreingenommen ermittelt werden können.\r\nSimplifizierung und\r\nVerkürzung der Mindestanforderungen an\r\ndie Berichtsdarstellung\r\n(9) Article 29d is replaced by the following:\r\nArticle 29d: Single electronic reporting format\r\nUndertakings subject to the requirements of Article 19a of this Directive\r\nfrom January 1, 2030 shall prepare\r\ntheir management report in the electronic reporting format specified in Article 3 of Commission Delegated Regulation (EU) 2019/815* and shall mark\r\nup their sustainability reporting, including the disclosures provided for in\r\nArticle 8 of Regulation (EU) 2020/852,\r\nin accordance with the electronic reporting format to be specified in that\r\nDelegated Regulation. Until such rules\r\nDie Umsetzung der Anforderungen an die Nachhaltigkeitsberichterstattung nach CSRD sind\r\nein beträchtlicher Aufwand, insbesondere für Unternehmen,\r\nwelche erstmalig zu Nachhaltigkeitsthemen extern berichten.\r\nDie Umsetzbarkeit der Maschinenlesbarkeit (Tagging) mit paralleler Ersteinführung der CSRD-Anforderungen ist eine merkliche\r\nBelastung. Dies betrifft sowohl\r\nKapazitätsgrenzen als auch technische Grenzen in Bezug auf Datenverfügbarkeiten. Es sollte zunächst konkretisiert werden, ab\r\nwann die Verpflichtung für\r\nSeite 20 von 25\r\non the marking up are adopted by way\r\nof that Delegated Regulation, undertakings shall not be required to\r\nmarkup their sustainability reporting.\r\n2. Parent undertakings subject to the\r\nrequirements of Article 29a from January 1, 2030 shall prepare their consolidated management report in the\r\nelectronic reporting format specified\r\nin Article 3 of Delegated Regulation\r\n(EU) 2019/815 and shall mark up their\r\nEN 35 EN sustainability reporting, including the disclosures provided for in\r\nArticle 8 of Regulation (EU) 2020/852,\r\nin accordance with the electronic reporting format to be specified in that\r\nDelegated Regulation. Until such rules\r\non the marking up are adopted by way\r\nof that Delegated Regulation, parent\r\nundertakings shall not be required to\r\nmarkup their sustainability reporting.;\r\nUnternehmen besteht, das Tagging anzuwenden. Zudem sollte\r\neine spätere, schrittweise Einführung der Tagging-Anforderung geschaffen werden, sodass aktuelle\r\nVerzögerungen in der Regulatorik\r\nBeachtung geschenkt wird, Komplexitäten und die Anforderungen\r\nletztendlich angemessen und reduziert umgesetzt werden können.\r\nOptionale TaxonomieBerichterstattung\r\nArticle 19b: Optional taxonomy reporting for certain undertakings\r\n1. Member States shall ensure that, by\r\nway of derogation from Article 8 of\r\nRegulation (EU) 2020/852, undertakings as referred to in Article 19a(1) of\r\nthis Directive which, on their balance\r\nsheet dates, do not exceed a net\r\nturnover of EUR 450 000 000 during\r\nthe financial year shall apply the paragraphs 2, 3 and 4 of this Directive.\r\nFreiwilligkeit der Taxonomie-Berichterstattung sollte für ausnahmslos alle Unternehmen gelten. Dies gilt spiegelbildlich auch\r\nfür Art. 29aa (Mutterunternehmen).\r\nArticle 29aa\r\nSeite 21 von 25\r\nOptional taxonomy reporting for certain parent undertakings\r\n1. Member States shall ensure that,\r\nby way of derogation from Article 8\r\nof Regulation (EU) 2020/852, parent\r\nundertakings as referred to in Article\r\n29a(1) of this Directive which, on\r\ntheir balance sheet dates, do not exceed a net turnover of EUR 450 000\r\n000, on a consolidated basis, during\r\nthe financial year shall apply the paragraphs 2, 3 and 4 of this Directive.\r\nAmendments to Directive (EU) 2022/2464 – Article 1 COM(2025) 80\r\nVerschiebung der Berichtspflicht für noch\r\nnicht berichtspflichtige\r\nUnternehmen um\r\nzwei Jahre für CSRD\r\nund CSDDD\r\nIn Directive (EU) 2022/2464, Article\r\n5(2) is amended as follows:\r\n(1) the first subparagraph is amended\r\nas follows:\r\n(a) in point (b), the introductory\r\nwording is replaced by the following:\r\n‘for financial years starting on or after 1 January 2027:’;\r\n(b) in point (c), the introductory\r\nwording is replaced by the following:\r\n‘for financial years starting on or after 1 January 2028:’;\r\n(2) the third subparagraph is amended\r\nas follows:\r\n(a) in point (b), the introductory\r\nwording is replaced by the following:\r\n‘for financial years starting on or after 1 January 2027:’;\r\n(b) in point (c), the introductory\r\nwording is replaced by the following:\r\nZwar haben viele der berichtspflichtigen Unternehmen angesichts der aktuell gültigen Vorgaben bereits mit der Vorbereitung\r\nauf die erstmalige Berichterstattung im Jahr 2026 begonnen. Angesichts des großen Umfangs der\r\nBerichtspflichten würde es nicht\r\nvon der ebenfalls vorgeschlagenen Anhebung der Schwellenwerte erfasste, erstmalig berichtspflichtige Unternehmen\r\naber stark entlasten, bei Bedarf\r\nmehr Vorbereitungszeit in Anspruch nehmen Seite 4 von 15\r\nReduktion von Berichtspflichten\r\nauf EU-Ebene […] c) auf am oder\r\nnach dem 1. Januar 2026 2028\r\nbeginnende Geschäftsjahre […]“\r\nAnalog auch Änderungen in den\r\nfolgenden Unterabschnitten des\r\nAbsatz 2. Auch die bereits in den\r\nESRS vorgesehene Möglichkeit,\r\nSeite 22 von 25\r\n‘for financial years starting on or after 1 January 2028:’.\r\nThe possibility already provided for in\r\nthe ESRS to omit certain data points\r\nduring the first one to two years of\r\nreporting must also be adjusted in\r\nthe further course of the review process.\r\ngewisse Datenpunkte in den ersten ein bis zwei Jahren der Berichterstattung auszulassen muss\r\nim weiteren Verlauf des Überprüfungsverfahrens angepasst werden. zu können und erste Berichte maximal auf freiwilliger Basis zu veröffentlichen (ohne Prüfpflicht).\r\nCorporate Sustainability Due Diligence Directive – Article 4 COM(2025) 81\r\nFokussierung der\r\nSorgfaltspflichten auf\r\ndirekte Geschäftsbeziehungen\r\nInsbesondere Artikel 7, 8, 10, 11, 12,\r\n14 und 15 der CSDDD, sowie Artikel 3g\r\nzur Definition der „Aktivitätskette“.\r\nDarüber hinaus müssen in der Folge\r\nim Sinne der Kohärenz auch die Vorgaben in der CSRD bzw. den ESRS zur\r\nEinbeziehung von indirekten Geschäftspartnern sowie den vor- und\r\nnachgelagerten Wertschöpfungsketten angepasst werden.\r\nFür Unternehmen ist es nur sehr\r\nschwer möglich Einfluss auf die\r\nHandlungen ihrer indirekten Geschäftspartner auszuüben. Wenngleich es verständlich ist, dass die\r\nLieferkette auch über direkte Geschäftsbeziehungen hinaus betrachtet und bewertet werden\r\nmuss, so muss vor allem für die\r\nVerpflichtungen zur Verhinderung und Behebung negativer\r\nAuswirkungen die Möglichkeit zur\r\nEinflussnahme der Unternehmen\r\nstärker berücksichtigt werden.\r\nAnalog zum deutschen LkSG\r\nsollte in der CSDDD eine daher\r\neine klarere Differenzierung zwischen den direkten und indirekten Geschäftspartnern (in\r\nDeutsch-land unmittelbare und\r\nmittelbare Zulieferer) und den in\r\nAbhängigkeit der jeweiligen Geschäftsbeziehung zu erbringenden Sorgfaltspflichten vorgenommen wer-den. Auch in Bezug auf\r\nden Begriff der „Aktivitätskette“\r\n(Artikel 3 g)) sind Anpassungen\r\nerforderlich, um eine Angleichung\r\nSeite 23 von 25\r\nmit vergleichbaren Definitionen\r\nbspw. in der CSRD zu erwirken\r\nund so Unklarheiten in der Berichterstattung zu vermeiden.\r\nStreichung der zivilrechtlichen Haftung\r\n(12) Article 29 is amended as follows:\r\n(a) paragraph 1 is deleted;\r\n[…]\r\n(f) paragraph 7 is deleted;\r\n(13) in Article 36 is amended as follows:\r\n(a) paragraph 1 is deleted;\r\n(b) in paragraph 2, point (f) is replaced as follows:\r\n‘the effectiveness of the enforcement\r\nmechanisms put in place at national\r\nlevel, and of the penalties and the\r\nrules on civil liability;;’\r\nEine umfangreiche zivilrechtliche\r\nHaftung schafft für Unternehmen\r\nmit komplexen Lieferketten\r\nenorme rechtliche Unsicherheit\r\nund das Risiko übermäßiger\r\nRechtsstreitigkeiten. Stattdessen\r\nsollte analog zum deutschen LkSG\r\nauf eine Bemühenspflicht der Unternehmen abgestellt werden.\r\nÄnderungsvorschläge zu den ESRS\r\nVerankerung des\r\nNetto-Ansatzes bei\r\nder Beurteilung der\r\nWesentlichkeit von\r\nAuswirkungen, Risiken\r\nund Chancen.\r\nIm EFRAG IG 1.228 ff. wird von „Auswirkungen / Risiken / Chancen“ vor\r\nMitigationsmaßnahmen (Brutto-Ansatz) bei der Beurteilung der Wesentlichkeit gesprochen.\r\nBei Anwendung des Netto-Ansatzes kann sich das berichtende Unternehmen bei der Offenlegung\r\nder Ziele, Strategien und Maßnahmen auf die tatsächlichen\r\nHandlungsbedarfe fokussieren.\r\nDie Anzahl der zu berichtenden\r\nSustainability Matters könnte signifikant reduziert werden, ohne\r\ndie gewünschte Steuerungswirkung zu verlieren.\r\nSeite 24 von 25\r\nAusweitung des Wesentlichkeitsvorbehaltes bei Metrics auf alle\r\nzu berichtende Datenpunkte eines wesentlichen Sustainability\r\nMatters.\r\nLt. „Anlage E des ESRS-1: Ablaufdiagramm zur Bestimmung der Angaben\r\nim Rahmen der ESRS“ besteht nur bei\r\nMetrics die Möglichkeit, unwesentliche Datenpunkte auszulassen. Alle\r\nsonstige Datenpunkte müssen vollständig berichtet werden, auch wenn\r\nsie ohne Relevanz für das berichtende\r\nUnternehmen sind.\r\nDurch die Pflicht zur Berichterstattung aller Datenpunkte eines\r\nwesentlichen Sustainability Matters wird eine hohe BerichtsHürde erzeugt. Die Möglichkeit,\r\nbei entsprechender Begründung\r\nunwesentliche Datenpunkte zu\r\neinem wesentlichen Sustainabilty\r\nMatter wegzulassen, würde es\r\ndem berichtenden Unternehmen\r\nermöglichen, den Fokus auf einzelne steuerungsrelevante Aspekte zu einem Sustainability\r\nMatter offenzulegen, ohne in die\r\nvollständige Berichterstattung zu\r\ngeraten.\r\nVerzicht auf eine Berichterstattungspflicht\r\nfür positive Auswirkungen und Chancen.\r\nFür positive Auswirkungen und Chancen besteht analog den negativen Auswirkungen und Risiken eine Berichtspflicht.\r\nDie Offenlegung positiver Auswirkungen und Chancen liegt im Eigeninteresse des Unternehmens,\r\nhierfür bedarf es keines regulatorischen Eingriffs.\r\nAusweitung der Übergangsbestimmungen,\r\nalso schrittweisen Einführung von komplexen Datenpunkten\r\nESRS 1: 10.3 Transitional provision related to section 7.1 Presenting comparative information\r\n136.\r\n„[…] For disclosure requirements listed\r\nin Appendix C List of phased-in Disclosure Requirements, this transitional\r\nprovision applies with reference to the\r\nfirst initial x years of mandatory application of the phased-in disclosure\r\nrequirement.“\r\nDie berichterstattenden Unternehmen haben auf Grundlage\r\nvon 10.3 ESRS 1 in ausgewählten\r\nAngabepflichten Erleichterungen\r\ndurch Übergangsbestimmungen\r\nim ersten Jahr zugesprochen bekommen. Eine Ausweitung der\r\nÜbergangsbestimmungen durch\r\neine verlängerte Übergangsperiode über das erste Jahr hinaus\r\nund eine Erweiterung der Angabepflichten in Anlage C würden\r\neine signifikante Erleichterung\r\nder Anforderungsumsetzung\r\nschaffen.\r\nSeite 25 von 25\r\nWeitestgehender Verzicht auf die Angaben des ESRS 1 bzw. 2 zu der Vielzahl an allgemeinen Angaben zum Unternehmen, zu internen Prozessen, zu\r\nmethodischen Vorgehensweisen usw.\r\nStattdessen sollte sich das CSRD-Reporting auf die Kerninhalte der wesentlichen Themen beschränken, also\r\ndie Strategie, Ziele und KPIs. Die detaillierte Angabe von Umsetzungsmaßnahmen zur Erreichung dieser Strategien/Ziele sollte freiwillig werden.\r\nStattdessen würde der Prüfer des\r\nCSRD-Berichts auf die Einhaltung der\r\nESRS 1/2 achten.\r\nEine gesetzliche Freiwilligkeit darf\r\nnicht zu einer impliziten Pflicht\r\nfür die Unternehmen führen. Dies\r\nist sicherzustellen."},"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. 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":"2025-04-11"},{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015997","regulatoryProjectTitle":"Überarbeitungsvorschläge zur Green Claims Richtlinie ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f4/aa/509952/Stellungnahme-Gutachten-SG2504160021.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"BDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52 · 1000 Brüssel · Belgien\r\nSeite 1 von 2\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nBDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brüssel\r\nBelgien\r\nGeschäftsführung bei der EUVertretung\r\nViola Rocher\r\nHauptgeschäftsführung\r\nKerstin Andreae (Vorsitzende)\r\nAndrees Gentzsch\r\nDr. Kirsten Westphal\r\nMartin Weyand\r\nUSt-IdNr: DE 814902527\r\nAmtsgericht Charlottenburg\r\nVR 26587 B\r\nBankverbindung\r\nBerliner Volksbank\r\nIBAN: DE80 1009 0000 8848 0410 00\r\nBIC: BEVODEBB\r\nGreen Claims Richtlinie schafft überflüssige Bürokratie und schwächt den Verbraucherschutz\r\nSehr geehrte Damen und Herren Abgeordnete des Europäischen Parlaments,\r\nals Branchenverband der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft möchten wir\r\nunsere Sorgen hinsichtlich des im Entwurf der Richtlinie über umweltbezogene\r\nAngaben (Green Claims) vorgesehenen ex-ante-Zertifizierungsverfahren zum\r\nAusdruck bringen. Um zusätzliche Bürokratie zu vermeiden, die aus unserer Sicht\r\nin keinem Verhältnis zu den möglichen Vorteilen der Vorschläge steht, halten wir\r\neine grundlegende Überarbeitung des Richtlinienentwurfs für erforderlich. Wir\r\nbitten Sie daher, sich im Rahmen der laufenden Trilogverhandlungen zwischen\r\ndem Europäischen Parlament und dem Rat der EU dafür einzusetzen.\r\nDie Weiterentwicklung des Binnenmarktes zu einer modernen, ressourceneffizienten\r\nund wettbewerbsfähigen Wirtschaft ist entscheidend für die Verwirklichung\r\ndes ökologischen Wandels und die Erreichung der Ziele des Green Deal. Es\r\nist auch aus unserer Sicht absolut wesentlich, wahrheitsgemäße Umweltangaben\r\nzu fördern und irreführende Angaben zur ökologischen Nachhaltigkeit zu verhindern.\r\nZu diesem Zweck hat die Richtlinie zur Stärkung der Verbraucher für den\r\nökologischen Wandel (Richtlinie 2024/825) bereits weitreichende Änderungen\r\numgesetzt, die in erst Mitte 2026 in Kraft treten werden. Daher empfehlen wir\r\nzunächst, die Auswirkungen der Umsetzung dieser Richtlinie abzuwarten und zu\r\nprüfen, ob darüber hinaus weiterer Handlungsbedarf im Sinne der Green Claims-\r\nRichtlinie besteht.\r\nWir sind jedenfalls überzeugt, dass die darüber hinaus gehende Einführung eines\r\nex-ante-Zertifizierungsverfahrens, wie im Entwurf der Green Claims-Richtlinie\r\nvorgesehen, nicht in angemessener Weise zur Erreichung der oben genannten\r\nAbgeordnete des Europäischen Parlaments\r\nEuropäisches Parlament\r\nRue Wiertz 60\r\n1047 Brüssel\r\nBelgien\r\nBrüssel, 21/03/2025\r\nViola Rocher\r\nGeschäftsführerin bei der EUVertretung\r\nTelefon: +32 2 771 96 42\r\nviola.rocher@bdew.de\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 2 von 2\r\nZiele beiträgt. Vielmehr würde diese sogar das Hauptziel der Richtlinie untergraben,\r\nden Verbrauchern fundierte Entscheidungen über nachhaltige Produkte zu\r\nermöglichen. Europäische Unternehmen würden einem unverhältnismäßigen\r\nZeit- und Kostenaufwand ausgesetzt, was zu einem drastischen Anstieg der bürokratischen\r\nBelastung der betroffenen Unternehmen führen würde. Dies würde\r\nauch die Innovationsanreize für ökologisch engagierte Unternehmen schwächen,\r\nda sie Nachhaltigkeitsangaben nur dann kommunizieren dürften, wenn sie bereit\r\nwären, sich auf ein zeitaufwändiges und kostspieliges ex-ante-Zertifizierungsverfahren\r\neinzulassen. Wenn Unternehmen diesen Aufwand scheuen, fehlen den\r\nVerbrauchern wichtige Informationen, die sie benötigen, um nachhaltige Entscheidungen\r\nzu treffen. Dies könnte letztlich negative Auswirkungen auf die\r\nWettbewerbsfähigkeit Europas, den Verbraucher- und Umweltschutz sowie die\r\ngrundlegenden Ziele des Green Deal haben. Nicht zuletzt wirkt der Richtlinienentwurf\r\nin seiner aktuellen Form dem Ziel der EU-Kommission entgegen, Bürokratie\r\nabzubauen.\r\nDer Vorschlag besagt, dass selbst der Erhalt eines Konformitätszertifikats die Bewertung\r\nder Umweltangaben durch nationale Behörden oder Gerichte (vgl.\r\nRichtlinie 2005/29/EG) nicht vorwegnehmen wird. Dies schafft rechtliche Unsicherheit\r\nfür Unternehmen, da sie trotz des erhaltenen Konformitätszertifikats\r\nmit unterschiedlichen Interpretationen und Bewertungen konfrontiert sein könnten.\r\nEine solche Unklarheit könnte zu einer weiteren Fragmentierung des Binnenmarktes\r\ndurch uneinheitliche Durchsetzungs- und Compliance-Anforderungen\r\nin verschiedenen Rechtsordnungen führen, was es den Unternehmen erschwert,\r\nsich im regulatorischen Umfeld zurechtzufinden.\r\nEine sorgfältige und ausgewogene Umsetzung der Richtlinie zur Stärkung der\r\nVerbraucher für den ökologischen Wandel bietet bereits einen hohen Schutz vor\r\nirreführenden Umweltangaben und macht somit die Notwendigkeit einer exante-\r\nBewertung überflüssig.\r\nFür einen persönlichen Austausch zu unserer Kritik an der Green Claims Richtlinie\r\nstehe ich Ihnen gerne zur Verfügung.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nViola Rocher\r\nGeschäftsführerin bei der EU-Vertretung\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, über 90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung\r\nund 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\r\nfür 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"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_ORGANS","de":"Organe","en":"Organs"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2025-04-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016809","regulatoryProjectTitle":"Neufassung zentraler digitalpolitischer Strategien unter Einbeziehung der Energiewirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/13/fb/535501/Stellungnahme-Gutachten-SG2506120002.pdf","pdfPageCount":10,"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\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\nBerlin, 31.03.2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nDigitalpolitische Agenda der Energiewirtschaft\r\nSeite 2 von 10\r\nDigitalpolitische Agenda der Energiewirtschaft\r\nDie Digitalisierung ist für die Umsetzung der Energiewende von zentraler Bedeutung und leis-tet einen wichtigen Beitrag zu vielen energiewirtschaftlichen Herausforderungen. Schon heute wirkt sich die Digitalisierung auf alle Sparten, Wertschöpfungsstufen und Unternehmensfunk-tionen aus. Die Digitalisierung ist dabei nie Selbstzweck, sondern dient dazu, Prozesse effizien-ter und sicherer zu gestalten, Kosten zu senken sowie die Innovations- und Wettbewerbsfähig-keit zu erhöhen. Zugleich ist festzustellen, dass die Digitalisierung der Energiewirtschaft sehr komplex und herausfordernd ist, was sich z.B. am Smart Meter-Rollout zeigt. Als intelligente Schnittstelle zwischen Netz und Verbraucher bildet das Smart Meter dabei eine essenzielle Grundlage für zahlreiche digitale Anwendungen. Die Digitalisierung der Energiewirtschaft geht jedoch weit über Smart Meter hinaus und umfasst u.a. KI-Systeme, Smart Grids, digitale Zwil-linge, Datenökosysteme, virtuelle Kraftwerke, Prozessautomatisierungen und viele weitere As-pekte. Ebenso komplex sind die Herausforderungen für die Unternehmen, die an der Digitali-sierung der Energiewirtschaft mitwirken, was sich insbesondere in den stärker regulierten Tei-len der Branche zeigt.\r\nDie digitalpolitische Agenda zeigt aus Sicht des BDEW auf, unter welchen Bedingungen es ge-lingen kann, die Hemmnisse der Digitalisierung in der Energiewirtschaft abzubauen und deren großes Potenzial weiter zu erschließen. Perspektivisch sollte eine Aktualisierung der relevan-ten digitalpolitischen Themen erfolgen, um neuen Entwicklungen gerecht zu werden.\r\nDie Agenda umfasst sechs zentrale Themengebiete, die besonderer Aufmerksamkeit bedürfen und politisch zu begleiten sind. Diese Themengebiete sind:\r\n(1)\r\nGovernance der Digitalisierung im Energiebereich\r\n(2)\r\nPolitischer Rahmen: Strategien der Bundesregierung\r\n(3)\r\nDaten und Datenpolitik\r\n(4)\r\nKI in der Energiewirtschaft\r\n(5)\r\nDigitalisierung der Stromnetze\r\n(6)\r\nEuropäische Digitalpolitik\r\nSeite 3 von 10\r\n1 Governance der Digitalisierung im Energiebereich\r\n›\r\nZentrale Koordinierung der Digitalisierung im Energiebereich auf ministerialer Ebene\r\nDie Digitalisierung durchdringt zusehends alle Ebenen der Energiewirtschaft, während zugleich Energie- und Digitalpolitik auf europäischer Ebene enger zusammenrücken. Die Digitalisierung im Energiebereich wird jedoch bis heute aufseiten der Behörden noch sehr fragmentiert be-trachtet und wird dabei der Vielschichtigkeit und den Interdependenzen der verschiedenen Digitalisierungsthemen nicht gerecht. Es werden einzelne Themen (wie z.B. der Smart Meter-Rollout) zu isoliert von anderen Aspekten der Digitalisierung im Energiebereich (z.B. Ver-brauchsdaten für dynamische Tarife oder Datennutzung für netzdienliche Steuerung) behan-delt. Weiterhin müssen sichere und verlässliche Rahmenbedingungen geschaffen werden, um den Datenaustausch, auch über Sektorengrenzen hinweg, zu ermöglichen und zu fördern.\r\nEs ist daher für den Erfolg der Digitalisierung der Energiewende und des Energiesystems von entscheidender Bedeutung, dass auf ministerialer Ebene eine zentrale Organisationseinheit für die gesamtheitliche Betrachtung des Themenkomplexes „Digitalisierung der Energiewirt-schaft“ geschaffen wird. Dies ist die Voraussetzung für eine koordinierte politische Begleitung und nur so kann eine weitere Fragmentierung des Themenbereichs vermieden werden.\r\n›\r\nDigitalisierungsstrategie für das Energiesystem\r\nIn Ergänzung zur zentralen Koordinierung der Digitalisierung im Energiebereich sollte die Bun-desregierung eine Strategie für die Digitalisierung des Energiesystems erarbeiten, um auf die-ser Basis eine ganzheitliche Vorgehensweise ableiten zu können und die unterschiedlichen Fa-cetten der Digitalisierung im Energiebereich fokussiert zusammenzuführen. Dabei müssen die Vernetzung von Daten und entsprechende datengebundene Prozesse in Datenökosystemen besonders berücksichtigt werden. Diese nationale Digitalisierungsstrategie für das Energiesys-tem sollte dabei eng auf die geplante „Strategic roadmap for digitalisation and AI in the energy sector“ der Europäischen Kommission abgestimmt werden. Die Energiewirtschaft ist bereit, Ihren Beitrag zu einer nationalen Digitalisierungsstrategie zu leisten.\r\n›\r\nIT-Regulierungsbarometer: Belastung der regulatorischen IT-Erfordernisse reduzieren\r\nEs ist festzustellen, dass die IT-Ressourcen der Unternehmen der Energiewirtschaft zuneh-mend mit rein regulatorisch getriebenen IT-Projekten befasst sind. Dies hat in den letzten Jah-ren überhandgenommen und stellt viele Unternehmen vor eine Belastungsprobe. Gleichzeitig werden dadurch Ressourcen von innovativen IT-Projekten abgezogen, die sonst die Energie-wende vorantreiben und zu neuen Geschäftsmodellen beitragen könnten. Die Branche fordert daher ein „IT-Regulierungsbarometer“, damit Behörden die Belastung durch Regulierungen erfassen und reduzieren können. Ein IT-Regulierungsbarometer dient primär zur\r\nSeite 4 von 10\r\nVerdeutlichung der regulatorisch bedingten Belastungen der Unternehmen. Die zuständigen Behörden müssen sich insgesamt stärker für die Vermeidung, die Vereinfachung und den Ab-bau von Bürokratie einsetzen.\r\n2 Politischer Rahmen: Strategien der Bundesregierung\r\n›\r\nDatenstrategie der Bundesregierung: Neufassung mit Fokus auf Schlüsselbranchen & Ein-beziehung der Energiewirtschaft\r\nDie Bundesregierung hat 2023 eine neue Datenstrategie veröffentlicht. Wenngleich diese Da-tenstrategie einige gute Impulse enthielt, so ist aus Sicht der Energiewirtschaft festzustellen, dass die aufgeführten Maßnahmen nicht zur Zielerreichung geeignet sind. Von besonderer Be-deutung ist zudem, dass sektorspezifische Herausforderungen im Hinblick auf Datenverfügbar-keit und -qualität bis auf wenige Ausnahmen nicht berücksichtigt wurden.\r\nDie Bundesregierung sollte daher eine neue und fokussierte Datenstrategie erarbeiten, mit dem spezifischen Fokus auf wichtige Branchen, wie die Energiewirtschaft. Ein entsprechender Dialogprozess zur Verbesserung der Datenverfügbarkeit und -nutzung sowie des Datenaus-tauschs wird von der Energiewirtschaft begrüßt. In diesem Rahmen könnten auch regulatori-sche Hemmnisse klar benannt und adressiert werden.\r\n›\r\nDigitalstrategie der Bundesregierung: Neufassung, Verzahnung mit Datenstrategie und Brancheneinbeziehung\r\nDie Digitalstrategie der Bundesregierung, welche 2022 veröffentlicht wurde, sollte ebenfalls neu erarbeitet werden. In der jetzigen Form ist kein Zielbild erkennbar, stattdessen werden diverse Einzelmaßnahmen aufgeführt. Weiterhin mangelt es an einer zentralen Koordinierung und finanziellen Mitteln (z.B. Digitalbudget) zur Umsetzung der Maßnahmen. Zudem muss die Digitalstrategie enger mit der Datenstrategie verzahnt werden (oder ggf. deren Inhalte direkt übernehmen). Von besonderer Bedeutung ist aus Sicht der Energiewirtschaft, dass die Einbe-ziehung der Energiewirtschaft, neben anderen Branchen und weiteren gesellschaftlichen Sta-keholdern, kaum erfolgt ist. Eine Digitalstrategie der Bundesregierung muss die Perspektiven und Bedarfe z.B. von einzelnen Branchen ernst nehmen, um Synergien realisieren zu können.\r\nSeite 5 von 10\r\n3 Daten und Datenpolitik\r\n3.1 Datenökosysteme stärken\r\nDer Austausch von Daten und die Prozessabwicklung über Datenökosysteme sind entschei-dend für das digitalisierte Energiesystem der Zukunft. Dabei ist es von zentraler Bedeutung, dass Daten insbesondere auch sektorenübergreifend ausgetauscht werden, um u.a. die opti-male Integration dezentraler Anlagen in das Energiesystem zu ermöglichen. Grundlage hierfür ist ein hoher Grad an Interoperabilität. Datenökosysteme bieten schon heute konkrete Mehr-werte für diverse energiewirtschaftliche Anwendungsfälle. Vor diesem Hintergrund sollte die Bundesregierung zu einer weiteren Stärkung von Datenökosystemen in der Energiewirtschaft und in verwandten Sektoren beitragen. Im Rahmen der Stärkung des Datenaustauschs ist je-doch stets zu gewährleisten, dass Unternehmen der Energiewirtschaft die Weitergabe von Da-ten, z.B. aus Sicherheitsgründen, einschränken können.\r\n3.2 Datenschutzgrundverordnung\r\nDer Datenschutz ist zurecht ein sehr hohes Gut und es ist zu befürworten, dass die DSGVO den Schutz von personenbezogenen Daten ermöglicht. Zugleich führen einige Aspekte in der natio-nalen Umsetzung des Datenschutzes zu vermeidbarem Mehraufwand und zu einer Hemmung von Innovationen. Während unbedingt sicherzustellen ist, dass es zu keiner Beeinträchtigung des Datenschutzes kommt, wären aus Sicht der Energiewirtschaft einige pragmatische Anpas-sungen zu befürworten. Dadurch kann der Datenschutz aufrechterhalten werden und zugleich unnötige Hemmnisse für die Digitalisierung der Energiewirtschaft abgebaut werden.\r\n›\r\nStraffung der Datenschutzaufsicht\r\nEs sollte unter Einbindung der Wirtschaft, insbesondere auch der Energiewirtschaft, geprüft werden, inwieweit eine Straffung bzw. Zentralisierung der Datenschutzaufsicht auf Bundes-ebene Vorteile gegenüber der gegenwärtigen föderalen Struktur der Datenschutzaufsicht bie-tet. Das primäre Ziel einer möglichen Reform sollte darin bestehen, Rechtsunsicherheiten durch unterschiedliche Auslegungen zu vermeiden und zugleich eine effiziente Zusammenar-beit zwischen Wirtschaft und Datenschutzaufsichtsbehörden aufrechtzuerhalten.\r\n›\r\nFokus auf Innovation in der DSGVO-Auslegung\r\nDie Bundesregierung sollte zudem Maßnahmen ergreifen, um eine innovationsfördernde Aus-legung der DSGVO zu ermöglichen. Auch in der Energiewirtschaft stellt die DSGVO in ihrer ge-genwärtigen Auslegung bisweilen ein Hemmnis für neue Innovationen dar. Angesichts des enormen Transformationsdrucks und der Potenziale neuer digitaler Technologien (insbeson-dere KI), sollte die Bundesregierung hier Verbesserungen anstreben.\r\nSeite 6 von 10\r\n4 KI in der Energiewirtschaft\r\n4.1 KI-Strategie der Bundesregierung\r\n›\r\nNeufassung oder umfassende Weiterentwicklung der nationalen KI-Strategie\r\nDie „Nationale Strategie Künstliche Intelligenz der Bundesregierung“ wurde 2018 erarbeitet und 2020 durch die damalige Bundesregierung fortgeschrieben. Seither wurden die beschrie-benen Initiativen nicht ausreichend vorangetrieben, es wurden nicht genügend Mittel zu de-ren Umsetzung bereitgestellt und relevante KI-Technologien haben sich stark weiterentwi-ckelt. Vor diesem Hintergrund fordert die Energiewirtschaft eine Neufassung bzw. umfassende Weiterentwicklung der nationalen KI-Strategie der Bundesregierung.\r\n›\r\nSektorspezifische Maßnahmen unter Einbeziehung der Energiewirtschaft\r\nUnter Einbeziehung der Energiewirtschaft soll identifiziert werden, welche sektorspezifischen Maßnahmen für bessere Bedingungen für die Entwicklung und den Betrieb von KI-Systemen vonnöten sind. Es soll weiterhin identifiziert werden, wie in der Energiebranche der weitere Aufbau des KI-Innovationsökosystems weiter unterstützt werden kann.\r\n4.2 Nationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung\r\n›\r\nZügige Verabschiedung des Durchführungsgesetzes durch die Bundesregierung\r\nDie politisch bedingte Verzögerung bei der Beschließung des nationalen Durchführungsgeset-zes zur KI-Verordnung sieht die Energiewirtschaft kritisch. Insbesondere zur Vermeidung von weiterer Rechtsunsicherheit sollte die Bundesregierung so schnell wie möglich das Durchfüh-rungsgesetz beschließen.\r\n›\r\nKonsultation im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens\r\nDie spezifische Ausgestaltung des Entwurfs für das nationale Durchführungsgesetz sollte unter Einbeziehung der betroffenen Branchen erfolgen. Die Energiewirtschaft ist besonders stark, vornehmlich im Bereich der Hochrisiko-Anwendungen, von der KI-Verordnung betroffen. Demnach sprechen wir uns eine Konsultation unter Beteiligung der Energiewirtschaft schon zu einem frühen Zeitpunkt des Gesetzgebungsverfahrens ein.\r\n›\r\nAnforderungen an das nationale Durchführungsgesetz aus Sicht der Energiewirtschaft\r\nBei der Ausgestaltung des nationalen Durchführungsgesetzes betrachtet es die Energiewirt-schaft als bedeutsam, dass folgende Aspekte berücksichtigt werden, um innovationsfreundli-che Rahmenbedingungen für KI in der Energiewirtschaft zu setzen:\r\nSeite 7 von 10\r\n(1)\r\nEtablierung eines Wirtschaftsbeirats und konsequente Einbindung der Energiewirt-schaft im Rahmen der nationalen Aufsichtsstruktur\r\n(2)\r\nPraxisnahe und bürokratiearme Berichts- und Transparenzpflichten\r\n(3)\r\nKlarer Auftrag zur Innovationsförderung für die KI-Aufsichtsbehörden\r\n(4)\r\nZusammenführung der notifizierenden und marktüberwachenden Behörden bei der BNetzA\r\n›\r\nKI-Reallabore in der Energiewirtschaft\r\nDie KI-Verordnung sieht gemäß Art. 57 vor, dass die Mitgliedsstaaten jeweils min. ein „KI-Real-labor“ einrichten sollen. Die Energiewirtschaft fordert von der Bundesregierung, über diese Minimalanforderung hinauszugehen. Es soll auch der Energiewirtschaft ermöglicht werden, KI im Rahmen von Reallaboren zu erproben. In diesem Rahmen sollen komplementäre KI-Realla-bore priorisiert werden, um möglichst viele unterschiedliche KI-Systeme unter Reallabor-Be-dingungen testen und skalieren zu können.\r\n5 Digitalisierung der Stromnetze\r\nDie Digitalisierung der Stromnetze ist von besonderer Bedeutung für die Umsetzung der Ener-giewende. Wenngleich bereits konkrete Fortschritte im Hinblick auf die Digitalisierung der Stromnetze zu verzeichnen sind, so gilt es hier noch einige Hürden technischer, regulatori-scher und finanzieller Art zu überwinden. Um die finanziellen Hürden zu reduzieren, wäre es ein wichtiger Schritt zu prüfen, inwieweit der Regulierungsrahmen angepasst werden könnte, sodass eine zeitgerechte regulatorische Anerkennung von IT-Investitionen als OPEX-Kosten er-möglicht werden kann.\r\nDie Bundesregierung kann einen Beitrag leisten, um die Digitalisierung der Stromnetze auf fol-gende Weise zu unterstützen:\r\n›\r\nDigitalisierung der Netzanschlussverfahren\r\nDie seit Jahren massiv steigende Zahl von Netzanschlussbegehren erhöht den Bearbeitungs-aufwand für Netzbetreiber enorm. Digitalisierung und KI bieten auch hier große Chancen: Sie können Planungsprozesse optimieren, Antragsverfahren beschleunigen und Netzengpässe vorhersagen. Mit Fortschritten ist dann zu rechnen, wenn Verteilnetzbetreiber ihre Arbeitsab-läufe weiter vereinfachen, standardisieren und digitalisieren. Der Gesetzgeber kann an dieser Stelle greifbar Hilfe leisten, indem er einerseits von legislativem Mikromanagement absieht\r\nSeite 8 von 10\r\nund andererseits Berichts- und Mitteilungspflichten reduziert. Netzbetreiber sind sich ihrer Verantwortung für das Gelingen der Energiewende bewusst. Der BDEW unterstützt sie dabei. 1\r\n›\r\nNetzausbau auch an Bedarf der Digitalisierung anpassen\r\nEin weiterer Aspekt der Digitalisierung ist, dass Strombedarfe, z. B. durch Rechenzentren, Großwärmepumpen und KI-Anwendungen, steigen werden. Große Stromverbraucher sollten vor diesem Hintergrund vor allem dort entstehen, wo ausreichend Netzkapazität verfügbar sein wird. Der BDEW hat hierzu bereits Vorarbeiten geleistet.2\r\n6 Europäische Digitalpolitik\r\n›\r\nUmsetzung statt neuer Regulierung\r\nIn den letzten Jahren hat die EU im Bereich der Digitalregulierung viele sehr umfassende und tiefgreifende Regulierungen beschlossen (z. B. AI Act und Data Act), die auch die Energiewirt-schaft vor große Herausforderungen stellen. Statt neue Digitalregulierungen anzustoßen, plä-diert die Energiewirtschaft dafür, dass die bestehenden Regulierungen zuerst in eine gute Um-setzung gebracht werden. Weiterhin benötigt die Energiewirtschaft Zeit zur Umsetzung der bereits beschlossenen Regulierungen. Die Bundesregierung sollte sich aus Sicht der Energie-wirtschaft auf europäischer Ebene für eine „Digitalpolitische Umsetzungsphase“ einsetzen, um eine Überlastung von Schlüsselbranchen, wie der Energiewirtschaft, zu vermeiden.\r\n1 Beispiele für laufende BDEW-Arbeiten in diesem Zusammenhang sind etwa die Erarbeitung eines Leitfadens zum Aufbau von Netzanschlussportalen oder eines Bundesmusterwortlauts zu den technischen Anschlussbedin-gungen in der Mittelspannung.\r\n2 BDEW-Positionspapier: Umgang mit steigenden Netzanschlussverfahren von Großverbrauchern\r\nSeite 9 von 10\r\nDigitalpolitische Agenda\r\n(1) Governance der Digitalisierung im Energiebereich\r\n›\r\nZentrale Koordinierung der Digitalisierung im Energiebereich auf ministerialer Ebene\r\n›\r\nDigitalisierungsstrategie für das Energiesystem\r\n›\r\nIT-Regulierungsbarometer: Belastung der regulatorischen IT-Erfordernisse reduzieren\r\n(2) Politischer Rahmen: Strategien der Bundesregierung\r\n›\r\nDatenstrategie der Bundesregierung: Neufassung mit Fokus auf Schlüsselbranchen & Einbeziehung der Energie-wirtschaft\r\n›\r\nDigitalstrategie der Bundesregierung: Neufassung, Verzahnung mit Datenstrategie und Brancheneinbeziehung\r\n(3) Daten und Datenpolitik\r\n›\r\nDatenökosysteme stärken\r\n›\r\nDSGVO: Straffung der Datenschutzaufsicht und innovationsfreundliche Auslegung\r\n(4) KI in der Energiewirtschaft\r\nKI-Strategie der Bundesregierung\r\n›\r\nNeufassung oder umfassende Weiterentwicklung der nationalen KI-Strategie\r\n›\r\nSektorspezifische Maßnahmen unter Einbeziehung der Energiewirtschaft\r\nNationale Umsetzung der europäischen KI-Verordnung\r\n›\r\nZügige Verabschiedung des Durchführungsgesetzes durch die Bundesregierung\r\n›\r\nKonsultation im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens\r\n›\r\nAnforderungen an das nationale Durchführungsgesetz aus Sicht der Energiewirtschaft\r\n›\r\nKI-Reallabore in der Energiewirtschaft\r\n(5) Digitalisierung der Stromnetze\r\n›\r\nDigitalisierung der Netzanschlussverfahren\r\n›\r\nNetzausbau auch an Bedarf der Digitalisierung anpassen\r\n(6) Europäische Digitalpolitik\r\n›\r\nUmsetzung statt neuer Regulierung\r\nSeite 10 von 10\r\nAnsprechpartner\r\nLukas Knüsel\r\nFachgebietsleiter Digitalisierung\r\nTelefon: +49 30 300 199-1675\r\nMailadresse: lukas.knuesel@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitales und Verkehr (BMDV) (20. WP)","shortTitle":"BMDV (20. 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":"2025-04-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016818","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines kohärenten Förder- und Rechtsrahmens für den Wasserstoffmarkthochlauf","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/05/3e/535503/Stellungnahme-Gutachten-SG2506120005.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\nKernforderungen, die für einen flankierenden Wasserstoffmarkthochlauf notwendig sind und schnellstmöglich von der 21. Bundesregierung umgesetzt werden sollten\r\nVorbemerkung: Die folgenden Kernforderungen für einen Wasserstoffmarkthochlauf sind gleichwertig zu betrachten und stehen im Einklang zueinander. Dieses Dokument ist als Ablei-tung des Positionspapieres des BDEW zu den Leitsätzen und Kernforderungen für den Wasser-stoffhochlauf zu verstehen.\r\nEinsatz für signifikante Reduktion der Produktionskosten von Wasserstoff\r\nDie Erzeugung von Wasserstoff wird aktuell durch die Überregulierung mit immensen Mehrkos-ten belastet. Die neue Bundesregierung muss sich für eine kurzfristige Reduktion der Wasser-stoffgestehungskosten einsetzen, um Investitionssicherheit im Bereich der Erzeugung zu schaf-fen und die Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage zu verringern.\r\n•\r\nKurzfristige und gezielte Anpassung der Strombezugskriterien des Delegierten Rechts-aktes (EU) 2023/1184. Für diese Umsetzung sollte die Bundesregierung eine führende Rolle in einer europäischen Wasserstoffallianz einnehmen.\r\n•\r\nAnpassung bei den vorgesehenen Regelungen des Delegierten Rechtaktes zu Low Car-bon Hydrogen. Dazu gehören Rechtssicherheit, Anerkennung von Upstream-THG-Re-duktionen und Flexibilisierung der Strombezugskriterien. Auch für diese Maßnahme sollte die Bundesregierung in einer europäischen Wasserstoffallianz einsetzen.\r\n•\r\nPrüfung der Sicherung der Strom-Netzentgeltbefreiung für Elektrolyse im Zuge der Wei-terentwicklung der Strom-Netzentgeltsystematik für den Zeitraum ab 2029.\r\n•\r\nKurzfristiger Start der Ausschreibungen aus §96 WindSeeG für systemdienliche Elektro-lyse.\r\n•\r\nAnpassung der Ausgestaltung der Regelungen zur Nutzung von ansonsten abgeregeltem Strom gemäß §13k EnWG entsprechend der Erfahrungen aus der Erprobungsphase spä-testens bis zum Ende der Erprobungsphase.\r\nGrundsätzlich sollte sich die neue Bundesregierung dafür einsetzen, die regulatorischen Rest-riktionen für Wasserstoff abzubauen, da diese den Wasserstoff künstlich verteuern und somit den Förderbedarf für den Hochlauf erhöhen.\r\nBerlin, 03.04.2025\r\nKurzfassung BDEW Kernforderungen Wasserstoffmarkthochlauf\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 3\r\nKurzfassung BDEW Kernforderungen Wasserstoffmarkthochlauf\r\nRechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzierungskonzepte für Infrastruktur außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes aufstellen\r\nEntscheidend für das Gelingen des Hochlaufes ist nun, auch für Infrastrukturen außerhalb des Kernnetzes einen belastbaren Rechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzierungskonzepte zu schaffen, um einen umfassenden Zugang zur Dekarbonisierungsoption Wasserstoff zu er-möglichen. Dies gilt insbesondere für Wasserstoffspeicher und Verteilnetze, aber auch für Netze von Wasserstofftransportnetzbetreibern außerhalb des Kernnetzes. Auch Terminals inkl. der Anlagen zur Umwandlung von Derivaten müssen mitgedacht werden.\r\n•\r\nSchnelle und möglichst umfassende nationale Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-pakets.\r\n•\r\nEntwicklung eines Regulierungs- und insbesondere Finanzierungsrahmen für die an das Wasserstoffkernnetz anschließende Infrastruktur, insbesondere für die Verteilnetz-ebene und Wasserstoffspeicher.\r\n•\r\nSchnelle und integrierte Planung des EU-Backbones. Hierfür sollte sich die Bundesregie-rung unter anderem gemeinsam mit anderen Mitgliedsstaaten in einer europäischen Wasserstoffallianz eingesetzen.\r\n•\r\nSchnelle Schaffung von Rahmenbedingungen und insbesondere eines Finanzierungskon-zeptes für Wasserstoffuntergrundspeicher.\r\nNachfragepull durch kohärenten Förderrahmen und Absicherungsmechanismen ermöglichen\r\nDer Anreiz der Nachfrage von Wasserstoff sowie die Weiterführung der Förderungen bzw. der Intensivierung ist für den Wasserstoffmarkthochlauf unerlässlich. Nur mit einer gesicherten Nachfrage können Investitionsentscheidungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette ge-troffen werden. Diese Nachfrage kann wiederum nur angereizt und ermöglicht werden, wenn die Bundesregierung durch verschiedene Mechanismen die Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage verringert.\r\n•\r\nEine zeitnahe und ambitionierte nationale Umsetzung der RED III im Transport- wie auch im Industriesektor; hier ist vor allem das Anheben der THG-Quote im Verkehrs-sektor sowie die Umsetzung des Industrieziels ohne Unternehmensverpflichtungen zu nennen.\r\n•\r\nEine Absicherung der Förderinstrumente und ein pragmatisches Anreizsystem in Deutschland, welches gesicherte langfristige Nachfrage für Wasserstoff ermöglicht und das Pay-Gap zwischen Angebot und Nachfrage ausgleicht (z.B. CfDs).\r\n•\r\nDas Etablieren von staatlichen Absicherungsmechanismen für First-Mover, bspw. in Form von staatlichen Ausfallgarantien. Diese sollten für Midstreamer sowie ggf. für weitere Vertragspartner gelten.\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 3\r\nKurzfassung BDEW Kernforderungen Wasserstoffmarkthochlauf\r\nAnsprechpartnerin\r\nBirte Sönnichsen\r\nFachgebietsleiterin Marktgestaltung Wasserstoff\r\n+49 173 9619784\r\nbirte.soennichsen@bdew.de"},"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":"2025-04-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0016818","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines kohärenten Förder- und Rechtsrahmens für den Wasserstoffmarkthochlauf","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/24/7a/535505/Stellungnahme-Gutachten-SG2506120006.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 3. April 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nLeitsätze und Kernforderungen für den Wasserstoffmarkthochlauf\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Leitsätze für den Wasserstoffmarkthochlauf ...................................................... 3\r\n1.1 Wasserstoff als Schlüsselmolekül für die Energiewende ............................... 3\r\n1.2 Innovationstreiber und Sicherung des Industriestandorts Deutschland ....... 3\r\n1.3 Geopolitische Chance: Wasserstoff als Beitrag zu Resilienz und Souveränität ........................................................................................................................ 4\r\n1.4 Potenziale nutzen, Hemmnisse beseitigen .................................................... 4\r\n2 Kernforderungen für den Wasserstoffmarkthochlauf ......................................... 6\r\n2.1 Einsatz für signifikante Reduktion der Produktionskosten von Wasserstoff . 6\r\n2.2 Rechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzierungskonzepte für Infrastruktur außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes aufstellen ................... 7\r\n2.3 Nachfragepull durch kohärenten Förderrahmen und Absicherungsmechanismen ermöglichen ...................................................... 9\r\n3 Fazit ................................................................................................................. 11\r\nSeite 3 von 11\r\n1 Leitsätze für den Wasserstoffmarkthochlauf\r\n1.1 Wasserstoff als Schlüsselmolekül für die Energiewende\r\nDie Energiewende im Sinne des strategischen Zieldreiecks Versorgungssicherheit, Wettbe-werbsfähigkeit und Klimaneutralität weiterzuentwickeln, bleibt auch 2025 eine der zentralen Herausforderungen. Dies setzt Innovationen, Investitionen und neue kluge Technologielösun-gen voraus. Zudem ist die Bedeutung von Resilienz in den vergangenen Jahren gestiegen. Neben Elektrifizierung und Energieeffizienz braucht es auch in Zukunft Moleküle, um die Energiever-sorgung klimaneutral, versorgungssicher und kosteneffizient sicherzustellen. Gas sichert die Versorgung – und muss konsequent auf erneuerbare Moleküle umgestellt werden, um Versor-gungssicherheit, wirtschaftliche Stärke und Klimaziele in Einklang zu bringen. Als Molekül von zentraler Bedeutung gilt bei der anstehenden Transformation des Energiesystems Wasserstoff. Vor allem die Speicher- und Transportfähigkeit sowie die Einsatzbreite von Wasserstoff und sei-nen Derivaten sind dabei für die Sektorkopplung von entscheidender Bedeutung, wobei der massive Ausbau der Erneuerbaren Energien im In- und Ausland wesentliche Voraussetzung bleibt. Auch zur Sicherstellung der Stromversorgung in einem zunehmend auf Erneuerbaren Energien basierenden Energiesystem wird Wasserstoff zukünftig eine bedeutende Rolle zukom-men: Es erfordert steuerbare Kraftwerke, die flexibel einspringen können, wenn die Stromer-zeugung aus Wind- und Solarenergie über längere Zeit nicht ausreichen. Die Flexibilität wird durch geplante H2-ready-Kraftwerke sichergestellt, die aktuell noch auf Erdgas angewiesen sind, aber perspektivisch auf Wasserstoff umgestellt werden.\r\n1.2 Innovationstreiber und Sicherung des Industriestandorts Deutschland\r\nDer Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft bringt Wertschöpfungseffekte und Resilienzgewinne mit sich, bedarf aber signifikanter Anschubinvestitionen. Neben dem Ausbau der Erneuerba-ren Energien und dem Aufbau von Wasserstofferzeugungslagen, müssen Komponenten für Aufbereitung, Transport, Speicherung und Nutzung der defossilisierten Moleküle produziert und angewandt werden. Diese Innovationen können vom deutschen Maschinen- und Anlagen-bau geliefert werden und resultieren somit in wirtschaftlichen Vorteilen für die Bundesrepub-lik. Die Sicherung der Technologieführerschaft in der Wasserstoffindustrie ist von signifikanter Bedeutung für die Sicherung des Innovationsstandortes Deutschland.\r\nDer Energieträger Wasserstoff ist ein essenzieller Bestandteil der Modernisierung aller Sekto-ren im Sinne der Energiewende und der Sektorenkopplung. Er ermöglicht neue (Stoff-)Kreis-läufe, die in innovativen Wertschöpfungsketten einer klimaneutralen Wirtschaft eingesetzt und systemeffizient miteinander verknüpft werden. In der Aufbauphase des Wasserstoffhoch-laufes werden wertschöpfungsstufenübergreifende, aber regional abgegrenzte Wasserstoff-verbünde (Valleys) zu sehen sein, welche sich bereits jetzt bilden. Im Laufe der\r\nSeite 4 von 11\r\nMarktentwicklung und Ausprägung des Wasserstoffhochlaufes verknüpfen sich die Verbünde hin zu einem nationalen Wasserstoffmarkt. Das Zielbild ist ein deutschlandweiter, transparen-ter Handelsmarkt, der durch einen diskriminierungsfreien Zugang und Wettbewerb geprägt ist.\r\n1.3 Geopolitische Chance: Wasserstoff als Beitrag zu Resilienz und Souveränität\r\nNicht nur auf nationaler, sondern auch auf europäischer Ebene bietet der Hochlauf der Was-serstoffwirtschaft wertschöpfungsfördernde und geopolitische Vorteile. Um vor dem Hinter-grund der großen weltpolitischen Umbrüche und geopolitischen Herausforderungen nicht nur das EU-Ziel der Klimaneutralität bis 2050, sondern auch Innovation und Resilienz voranzubrin-gen, ist die enge Verzahnung von strom- und gasbasierten Technologien unverzichtbar. Deutschland kommt dabei eine Schlüsselrolle zu. Die europäische Zusammenarbeit sollte demnach durch den nationalen Einsatz und Hochlauf gestützt und bspw. durch eine europäi-schen Wasserstoff-Allianz flankiert werden. Gemeinsame Projekte könnten unter anderem die Überarbeitung von europäischen Regelungen, das Schaffen eines einheitlichen und global an-schlussfähigen Wasserstoffzertifizierungssystems und der beschleunigte Ausbau des EU-Back-bones sein. Eine routinierte Zusammenarbeit und enge Abstimmung, um den Wasserstoff-hochlauf europäisch gemeinsam voranzubringen, ist notwendig. Für die Energiewende und das Ziel der Klimaneutralität bietet der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft die große Chance, durch die Kopplung auf unterschiedlichen Ebenen und mit unterschiedlichen Sektoren und An-wendungsbereichen Synergien zu gewinnen und Effizienzen zu heben.\r\nEin weiterer Innovationstreiber ist die Offshore-Elektrolyse und somit die Produktion von er-neuerbarem Wasserstoff bei hoher Verfügbarkeit von Windenergie auf See. Obwohl Deutsch-land weiterhin ein Energieimporteur bleiben wird, ermöglicht die Offshore-Elektrolyse den systemeffizienten Nutzen der signifikanten Erneuerbaren Energien Potenziale in der Nordsee. Durch die enge Zusammenarbeit mit den angrenzenden Mitgliedsstaaten und Nordseeanrai-nerstaaten wird die Wertschöpfung in Europa gestärkt und somit weiteres, wirtschaftliches Potenzial genutzt. Dies trägt zu einer Diversifizierung der Energiebeschaffung und -versorgung bei und reduziert die Abhängigkeit von Energielieferanten aus dem außereuropäischen Aus-land. Neben der Offshore-Produktion in der Nordsee müssen parallel die Grundlagen und Vo-raussetzungen für den Import von Wasserstoff weiterentwickelt werden, da Deutschland wei-terhin auf Energieimporte aus Drittstaaten angewiesen sein wird. Auch hier würde eine Euro-päische Wasserstoff-Allianz wichtige gemeinsame Arbeit leisten können.\r\n1.4 Potenziale nutzen, Hemmnisse beseitigen\r\nUm die genannten Chancen und Potenziale des Energieträgers Wasserstoff für die Volkswirt-schaft Deutschland und die Reduktion der Treibhausgasemissionen nutzen zu können, bleibt\r\nSeite 5 von 11\r\ndie aktuelle Herausforderung, den Wasserstoffhochlauf zu ermöglichen und die Entstehung eines sich selbsttragenden Marktes anzureizen und konsequent zu begleiten. Dazu muss die Wettbewerbsfähigkeit des erneuerbaren und kohlenstoffarmen Wasserstoffes im Vergleich zu den fossilen Energieträgern geschaffen werden. Der Aufbau einer florierenden Wasserstoff-wirtschaft ist mit hohen Aufwendungen verbunden. Neben den signifikanten Kosten entlang der Wertschöpfungsstufen müssen teilweise ganzheitlich neue (Energie-)Systeme aufgebaut werden, diverse Geschäftsmodelle neu entwickelt und etabliert und Regulierung abgeändert bzw. neu konzipiert werden. Es gilt, wichtige Weichen zu stellen um der Wasserstoffwirtschaft den Hochlauf zu ermöglichen und Skaleneffekte zu erreichen.\r\nVor diesem Hintergrund wurden ergänzend zu den genannten Leitsätzen drei herauszuhe-bende Kernforderungen erarbeitet, die im Folgenden erläutert werden. Es ist zwingend not-wendig, dass die 21. Bundesregierung diese Kernforderungen schnellstmöglich umsetzt, um einen kurzfristigen Wasserstoffmarkthochlauf anzureizen und die Kosteneffizienz für Industrie und Wirtschaft sowie für staatliche Unterstützungsmechanismen im Blick zu behalten. Die Kernforderungen für einen Wasserstoffmarkthochlauf sind gleichwertig zu betrachten und stehen im Gleichgewicht zueinander. Demnach kann ein schneller Wasserstoffmarkthochlauf nur gelingen, wenn alle drei Kernforderungen im Einklang betrachtet werden.\r\nSeite 6 von 11\r\n2 Kernforderungen für den Wasserstoffmarkthochlauf\r\n2.1 Einsatz für signifikante Reduktion der Produktionskosten von Wasserstoff\r\nDie Erzeugung von Wasserstoff wird aktuell durch die Überregulierung mit immensen Mehr-kosten belastet. Die neue Bundesregierung muss sich für eine kurzfristige Reduktion der Was-serstoffgestehungskosten einsetzen, um Investitionssicherheit im Bereich der Erzeugung zu schaffen und die Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage zu verringern.\r\n•\r\nFür erneuerbaren Wasserstoff ist vor allem die zeitnahe und gezielte Anpassung der Strombezugskriterien des Delegierten Rechtsaktes (EU) 2023/1184 notwendig. Die Vorgaben des Rechtsaktes zur stündlichen Korrelation und der Zusätzlichkeit stellen hohe Herausforderungen für Investitionen in und Skalierung von Erzeugungsprojekten dar. Die Anforderungen führen zu erhöhten Produktionskosten von bis zu 2,40 €/kg für erneuerbaren Wasserstoff und reduzieren die Flexibilität der Wasserstoffproduktion. Das Zusätzlichkeitskriterium sollte erst ab 2035 statt 2028 greifen. Gleichzeitig sollte die monatliche Korrelation beibehalten und auf die Umstellung auf stündliche Korrela-tion ab 2030 verzichtet werden, oder zumindest eine Verschiebung der Scharfstellung der stündlichen Korrelation analog zur Zusätzlichkeit auf 2035 erfolgen. Zu den not-wendigen Anpassungen hat sich der BDEW bereits in einer Stellungnahme positioniert. Für diese Umsetzung sollte die Bundesregierung eine führende Rolle in einer europäi-schen Wasserstoffallianz einnehmen.\r\n•\r\nFür kohlenstoffarmen Wasserstoff ist bereits jetzt absehbar, dass Anpassungen bei den vorgesehenen Regelungen des Delegierten Rechtaktes zu Low Carbon Fuels notwendig sind. Die derzeit auf EU-Ebene diskutierten Vorgaben für kohlenstoffarmen Wasser-stoff gehen teilweise an der Realität vorbei und schaffen neue Unsicherheit, durch die sich Investitionsentscheidungen weiter verzögern könnten. Ähnlich wie schon beim oben genannten Rechtsakt für erneuerbaren Wasserstoff, droht nun auch kohlenstoff-armer Wasserstoff durch EU-Regulierung aktiv behindert und verteuert zu werden. Da-bei ist dieser unabdingbar für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und die Trans-formation des Industriestandortes Europa. Zu den notwendigen Anpassungen hat sich der BDEW bereits in einer Stellungnahme positioniert. Auch für diese Maßnahme sollte die Bundesregierung in einer europäischen Wasserstoffallianz einsetzen.\r\n•\r\nIm Zuge der Weiterentwicklung der Strom-Netzentgeltsystematik für den Zeitraum ab 2029 ist zudem eine sachgerechte Prüfung notwendig, inwiefern die Sicherung der Strom-Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure weitegeführt werden kann. Relevant hierbei ist insbesondere der Standort und die Fahrweise der Anlage: Ein Elektrolyseur, der so verortet ist und so betrieben wird, dass er das Strom-Netz entlastet,\r\nSeite 7 von 11\r\nStromengpässe verhindert und keinen zusätzlichen Strom\r\n-Netzausbau erfordert, ver-hält sich netzdienlich und sollte auch in Zukunft von Strom-Netzentgelten befreit oder entlastet werden. Dies liegt im Kompetenzbereich der unabhängigen Bundesnetzagen-tur.\r\n•\r\nZudem sollten die Ausschreibungen aus §96 WindSeeG kurzfristig gestartet werden, um so systemdienliche Elektrolyseanlagen und deren Produktion zu fördern. Einerseits flankiert die systemdienliche Elektrolyse einen intelligenten Stromnetzbetrieb, durch den ggfs. Netzausbaunotwendigkeit verringert und der weitere Ausbau der Erneuerba-ren Energien ermöglicht wird. Andererseits gewährleistet die systemdienliche Elektro-lyse, dass der Wasserstoff auch dort produziert wird, wo er benötigt und abgenommen werden kann. Nach den bisherigen Verzögerungen sollten nun schnellstmöglich Fort-schritte bei der Umsetzung gemacht werden, damit zeitnah die Ausschreibungen star-ten können. Zu den Ausschreibungen und den in den Ausschreibungen angewandten Kriterien hat sich der BDEW bereits in einem Papier positioniert.\r\n•\r\nÜber §13k EnWG sollen Elektrolyseure im Rahmen der Regelung “Nutzen statt Abre-geln” kostengünstigen Strom beziehen können, wenn sie in Entlastungsregionen veror-tet sind und ansonsten abgeregelten Strom zur Wasserstofferzeugung einsetzen. Die bislang dazu vorgesehenen Ausführungsbestimmungen setzen einschränkende Hürden für eine Beteiligung. Die Regeln sollten entsprechend der Erkenntnisse aus der Erpro-bungsphase spätestens bis zum Ende der Erprobungsphase angepasst werden, sodass Elektrolyseure den größtmöglichen Beitrag zur Systemintegration erneuerbaren Stroms leisten können. Auch dies liegt im Kompetenzbereich der Bundesnetzagentur.\r\nGrundsätzlich sollte sich die neue Bundesregierung dafür einsetzen, die regulatorischen Rest-riktionen für Wasserstoff abzubauen, da diese den Wasserstoff künstlich verteuern und somit den Förderbedarf für den Hochlauf erhöhen.\r\n2.2 Rechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzierungskonzepte für Infrastruktur außer-halb des Wasserstoff-Kernnetzes aufstellen\r\nMit dem genehmigten Wasserstoff-Kernnetz und dem zugehörigen Finanzierungsmodell mit einer intertemporalen Kostenallokation über ein staatlich abgesichertes Amortisationskonto wurde ein wichtiger Meilenstein für den Aufbau von Wasserstoffinfrastruktur in Deutschland erreicht. Entscheidend für das Gelingen des Hochlaufes ist nun, auch für Infrastrukturen au-ßerhalb des Kernnetzes einen belastbaren Rechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzie-rungskonzepte zu schaffen, um einen umfassenden Zugang zur Dekarbonisierungsoption Was-serstoff zu ermöglichen. Dies gilt insbesondere für Wasserstoffspeicher und Verteilnetze, aber\r\nSeite 8 von 11\r\nauch für Netze von Wasserstofftransportnetzbetreibern außerhalb des Kernnetzes. Auch Ter-minals inkl. der Anlagen zur Umwandlung von Derivaten müssen mitgedacht werden.\r\n•\r\nDafür muss prioritär eine schnelle und möglichst umfassende nationale Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffpakets erfolgen. Eine wesentliche Grundlage für die weiteren Transformationsschritte ist die Einführung einer verpflichtenden Netzplanung auf der Verteilernetzebene in Form der sogenannten Entwicklungsplanung für Wasserstoffver-teilernetze (Artikel 56) und einer Stilllegungsplanung für Gasverteilernetze, in denen der Bedarf an Erdgas perspektivisch zurückgehen wird (Artikel 57).\r\n•\r\nEbenso müssen der Regulierungs- und insbesondere der Finanzierungsrahmen für die an das Wasserstoff-Kernnetz anschließende Infrastruktur aufgesetzt werden. Dies ist Voraussetzung dafür, dass Wasserstoff in die Fläche und sicher zu den Wasserstoffkun-den gebracht werden kann. Bei dem Finanzierungsrahmen muss der sich in den Hoch-laufphasen entwickelnde Zuwachs von Kunden berücksichtigt werden. Der Fokus sollte dabei ergänzend zur Wasserstofftransportinfrastruktur insbesondere auf den Wasser-stoffspeichern und der Verteilnetzebene liegen, um eine sichere Versorgung von Was-serstoffkunden gewährleisten zu können.\r\n•\r\nEine integrierte Planung des EU-Backbones ist unerlässlich. Hierbei müssen einerseits eine Beschleunigung und zum anderen gemeinsame Einbindung von nationalen Infra-strukturen in den europäischen Binnenmarkt angestrebt werden. Dies sollte die Bun-desregierung gemeinsam mit anderen Mitgliedsstaaten in einer europäischen Wasser-stoffallianz erarbeiten und vertreten.\r\n•\r\nWasserstoffspeicher können in Zukunft erheblich dazu beitragen, Energieerzeugung und -verbrauch sowohl bei kurzfristigen als auch bei saisonalen Schwankungen in Ein-klang zu bringen, die Netzstabilität zu gewährleisten und zur Versorgungssicherheit beizutragen. Aufgrund von langen Vorlaufzeiten, komplexen Genehmigungsverfahren sowie mangelnder Planungs- und Investitionssicherheit bleiben die geplanten Projekte für Wasserstoffspeicher jedoch deutlich hinter dem prognostizierten Bedarf zurück. Um den Aufbau (Umrüstung / Neubau) von Wasserstoffuntergrundspeichern zu er-möglichen, müssen die erforderlichen Rahmenbedingungen schnell geschaffen wer-den. Dazu gehört insbesondere ein Finanzierungskonzept für die Speicher. Der BDEW empfiehlt, die Vorteile der erlösbasierten Contracts for Difference (CfDs) in Bezug auf Kosteneffizienz und Flexibilität mit den Stärken einer intertemporalen Umlagefinanzie-rung in einem Finanzierungsmechanismus zu kombinieren (Frontier-Studie). Dieser kombinierte Finanzierungsmechanismus lässt sich zudem flexibel an die zu erwarten-den Hochlaufphasen der Wasserstoffwirtschaft anpassen. Er kann in den frühen\r\nSeite 9 von 11\r\nPhasen Anschubimpulse setzen, über die Zeit mit dem Markt mitwachsen und sich wie-\r\nder zurückziehen, sobald sich Wasserstoffspeicher selbst im Markt finanzieren können.\r\n2.3 Nachfragepull durch kohärenten Förderrahmen und Absicherungsmechanismen ermög-lichen\r\nDer Anreiz der Nachfrage von Wasserstoff sowie die Weiterführung der Förderungen bzw. der Intensivierung ist für den Wasserstoffmarkthochlauf unerlässlich. Nur mit einer gesicherten Nachfrage können Investitionsentscheidungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette getroffen werden. Diese Nachfrage kann wiederum nur angereizt und ermöglicht werden, wenn die Bundesregierung durch verschiedene Mechanismen die Zahlungslücke zwischen An-gebot und Nachfrage verringert.\r\n•\r\nEine zeitnahe und ambitionierte nationale Umsetzung der RED III im Transport- wie auch im Industriesektor ist hierfür notwendig. Hier ist vor allem die Weiterentwicklung der THG-Quote im Verkehrssektor sowie die Umsetzung des Industrieziels ohne Unter-nehmensverpflichtungen zu nennen. Aus Sicht des BDEW ist kurzfristig vor allem eine Zahlungsbereitschaft im Verkehrssektor vorhanden, die Industriekunden werden benö-tigt, um großskalige Projekte zu realisieren und einen Wasserstoffmengenhochlauf so-wie den Betrieb des Kernnetzes zu garantieren.\r\n•\r\nEine Weiterführung der Förderungen bzw. Intensivierung ist für den Wasserstoffmarkt-hochlauf unerlässlich. Für den Hochlauf von Wasserstoff in der Industrie sollte der nati-onale Lösungsspielraum für die bestehenden Herausforderungen der frühen Nachfrage bis zur Etablierung einer Wassersstoffinfrastruktur genutzt werden. In diesem Zusam-menhang sollten Themen wie etwa ein befristeter Sekundärmarkt in Anlehnung zum niederländischen Ansatz ergebnisoffen diskutiert werden. Hierbei sollte diskutiert wer-den, inwiefern ein befristeter (z.B. bis 2030) Sekundärmarkt neben dem massenbilan-zierten, von der EU durch die RED III vorgegebenen Primärmarkt, kurzfristig eingeführt werden könnte. Dieser Sekundärmarkt sollte eine getrennte physikalische und emissi-onsrechtliche Belieferung erlauben, sodass frühe Projekte ihre produzierten Wasser-stoffmengen bis zur Etablierung einer verbundenen, deutschlandweiten Infrastruktur an ihre Abnehmer liefern können. Darüber hinaus sollten bestehende Förderinstru-mente soweit möglich vereinheitlicht und vereinfacht und ein pragmatisches An-reizsystem geschaffen werden, welches gesicherte langfristige Nachfrage für Wasser-stoff ermöglicht und das Pay-Gap zwischen Angebot und Nachfrage ausgleicht (z.B. CfDs).\r\nSeite 10 von 11\r\n•\r\nAußerdem müssen mit Blick auf hohe Anfangsinvestitionen bei Erzeugung und Nutzung von Wasserstoff für First-Mover staatliche Absicherungsmechanismen etabliert wer-den, bspw. in Form von staatlichen Ausfallgarantien. Dies ist damit zu begründen, dass für den Aufbau erster Liefer-, Logistik-, Wertschöpfungsketten erhebliche First-Mover-Nachteile bestehen, die u.a. aus „First-of-its-kind“ Anlagen aus manueller Fertigung, aus noch nicht zertifizierten Anlagen und Komponenten und damit höheren Versiche-rungs- und Risikoaufschlägen, einem noch unvollständigen Zertifizierungssystem sowie einem noch unbekannten Marktumfeld und Bauverzögerungen bei Infrastrukturen, aber auch absehbaren Kostenreduktionen bei Nachfolgeprojekten resultieren. Ange-sichts der erheblichen residualen Risiken, die vor allem mit dem Ausüben der Mi-dstream-Funktion verbunden sind, sind staatliche Maßnahmen wichtig, um diese Risi-ken zu reduzieren und abzufedern. Auch hierzu hat sich der BDEW bereits in einem Pa-pier positioniert. Da sich diese Risiken nicht privat „ver- und absichern“ lassen, da Prä-zedenzen und ein Markt noch fehlen, braucht es Absicherungsinstrumente. Diese soll-ten für Midstreamer sowie ggf. für weitere Marktteilnehmer gelten.\r\nSeite 11 von 11\r\n3 Fazit\r\nEs ist zwingend notwendig, dass schnellstmöglich und zu Beginn der 21. Legislaturperiode die Rahmenbedingungen für einen flankierten Wasserstoffmarkthochlauf geschaffen werden. Nur mit\r\n➢\r\neiner signifikanten Reduktion der Wasserstofferzeugungskosten,\r\n➢\r\neinem ermöglichenden Rechts- und Regulierungsrahmen sowie Finanzierungskon-zepten für Infrastruktur außerhalb des Wasserstoff-Kernnetzes und\r\n➢\r\neinem Nachfragepull durch kohärenten Förderrahmen und Absicherungsmechanis-men\r\nkann der Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft kurzfristig in Deutschland gelingen. Daraufhin folgen weitere, notwendige Maßnahmen zur Ausgestaltung des Marktes, der Netze und der Versorgung, die der BDEW fortlaufend begleitet. Es ist jetzt zwingend erforderlich, kurzfristig die genannten Maßnahmen der Kernforderungen umzusetzen, um den globalen Anschluss im Wasserstoffindustriehochlauf nicht zu verlieren und die Transformation hin zu einer klima-neutralen Energieversorgung möglichst effizient und versorgungssicher zu gestalten.\r\nAnsprechpartnerin\r\nBirte Sönnichsen\r\nFachgebietsleiterin Marktgestaltung Wasser-stoff\r\n+49 30 300 199 -1363\r\nbirte.soennichsen@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, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder 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\nBerlin, 5. Mai 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nÜberlegungen zur Weiterentwick-lung der Netzentgeltsystematik Strom\r\nSeite 2 von 41\r\nInhalt\r\nExecutive Summary ............................................................................................................. 3\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 4\r\n2 Bewertungskriterien für eine Netzentgeltreform ................................................ 6\r\n3 Überlegungen zur Netzentgeltstruktur .............................................................. 10\r\n3.1 Entgeltkomponenten .................................................................................... 10\r\n3.2 Wälzungsmechanismus ................................................................................ 16\r\n3.3 VNB-einheitliche Netzentgelte ..................................................................... 17\r\n3.4 Zeitliche und örtliche Flexibilisierung von Netzentgelten ............................ 18\r\n4 Überlegungen zur Berücksichtigung von relevanten Netznutzergruppen in der Netzentgeltsystematik ...................................................................................... 25\r\n4.1 Erzeugungsanlagen ....................................................................................... 25\r\n4.2 Prosumer ...................................................................................................... 28\r\n4.3 Elektrolyseure ............................................................................................... 31\r\n4.4 Speicher ........................................................................................................ 34\r\n4.5 Industrie ........................................................................................................ 39\r\n5 Ausblick ............................................................................................................ 39\r\nSeite 3 von 41\r\nExecutive Summary\r\nIm Zuge der neuen europarechtlich vorgegebenen Befugnisse der Bundesnetzagentur (BNetzA) muss die Stromnetzentgeltsystematik zum Jahr 2029 neugeregelt und weiterentwi-ckelt werden. Dies ist ein wichtiger Schritt: Denn die aktuelle Stromnetzentgeltsystematik bil-det die Realität und die Bedarfe des Energiesystems von heute und morgen nicht mehr ausrei-chend ab. Eine neue Netzentgeltsystematik muss dabei verschiedene, zum Teil widersprüchli-che Anforderungen erfüllen: Sie sollte die Netzkosten verursachungsgerecht verteilen (Kosten-reflexivität), die Teilnahme an Energiemärkten diskriminierungsfrei gewährleisten (Marktneut-ralität), wirtschaftliche Planbarkeit für Netzbetreiber und Netznutzer sicherstellen, allgemein verständlich und operativ praktikabel sein und netzentlastendes Verhalten honorieren. Dabei müssen die entstehenden Verteilungseffekte berücksichtigt werden. Dieses Papier soll helfen, Lösungsräume auf Basis der Branchenexpertise für eine zielgerichtete Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik zu diskutieren.\r\n›\r\nNetzentgelte können unterschiedlich gebildet werden. Heute setzen sich Netzentgelte aus Preiskomponenten für die ex post ermittelte bezogene jährliche Leistungsspitze (oder alternativ nach der monatlichen Leistungsspitze) und die bezogene Arbeit (für leistungsgemessene Kunden) bzw. aus einem pauschalen Grundpreis und einem Preis für die bezogene Arbeit (für nicht leistungsgemessene Kunden) zusammen. In der neuen Netzentgeltsystematik sollte der Fokus stärker auf der Bepreisung der netzkos-tenwirksamen mengenunabhängigen Komponenten (Kilowatt) und weniger stark auf der Arbeitsbepreisung (Kilowattstunde) liegen. So können zahlreiche der o.g. Kriterien besser als im heutigen System erfüllt werden. Im Sinne der praktischen Umsetzung ist hier zwischen Kunden mit und ohne Leistungsmessung zu unterscheiden: Bei Letzteren ist eine vereinfachte, pauschalere Preislogik erforderlich, die aber ebenfalls die realen Kostentreiber bestmöglich bepreist. Darauf aufbauend könnte eine zeitliche und örtli-che Flexibilisierung der Netzentgelte zusätzlich zu einem netzentlastenden Verhalten der Netzkunden beitragen. Vor einem Einstieg in eine Variabilisierung müssten Effekte, Kosten und Bedingungen analysiert werden, die technischen Voraussetzungen auf allen Seiten geschaffen und ein positiver Gesamteffekt in der Kosten-Nutzen-Abwägung nachgewiesen sein.\r\n›\r\nEinmalige Baukostenzuschüsse (BKZ) für den anteiligen Ausbau des allgemeinen Netzes im Rahmen der Netzanschlussherstellung oder für Leistungserhöhungen stellen eine weitere Möglichkeit für eine Beteiligung an den Netzkosten dar. Diese werden für Stromverbraucher und Speicher größtenteils bereits heute erhoben. BKZ können in dif-ferenzierter Ausgestaltung insbesondere Anreize zur Verortung von Netznutzern an\r\nSeite 4 von 41\r\nnetzentlastenden Standorten setzen: In einspeisegeprägten Netzgebieten können nied-\r\nrige BKZ für nicht-standortgebundene Verbraucher eine verstärkte Ansiedlung anreizen.\r\n›\r\nIn der aktuellen Netzentgeltsystematik werden die Kosten ausschließlich für den Leis-tungsbezug unidirektional von den höheren in die niedrigeren Spannungsebenen ge-wälzt. Eine bidirektionale Kostenwälzung würde die realen Strom- und Kostenflüsse zwar besser widerspiegeln. Aufgrund der hohen Komplexität und zahlreichen Wechsel-wirkungen einer Umstellung auf eine bidirektionale Kostenwälzung, wäre dies kurzfris-tig und parallel zu den weiteren Aspekten der Weiterentwicklung aber nicht zielfüh-rend.\r\n›\r\nIm Rahmen der heutigen Netzentgeltsystematik sind verschiedene Kundengruppen von der Entrichtung von Netzentgelten temporär befreit, unter Bedingungen entlastet oder nicht berücksichtigt. Eine neue Systematik muss die verschiedenen Nutzergruppen nach einheitlichen Kriterien, aber unter Beachtung ihrer spezifischen Wirkungen auf die Netzkosten sowie im Hinblick auf Verteilungswirkungen erfassen.\r\n›\r\nBei der Neugestaltung der Netzentgeltsystematik muss Bestandsschutz gelten: Anlagen-betreiber, die zum Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme von Privilegierungstatbeständen profitieren, dürfen nicht vor Ablauf des ursprünglich festgelegten Privilegierungszeit-raums von einer neuen Systematik erfasst werden.\r\n›\r\nIm Sinne der Umsetzbarkeit und Verteilungswirkung sind, wo notwendig, praktikable Übergangspfade vorzusehen. Dabei kann (auch dauerhaft) nach Spannungsebenen dif-ferenziert werden. Dabei muss der regulatorische Rahmen mit ausreichendem Vorlauf bekannt sein. Eine Umstellung sollte auch von behördlicher und politischer Seite kom-munikativ begleitet werden, um Netznutzer frühzeitig auf einen möglichen Wechsel des Netzentgeltsystems vorzubereiten.\r\n1 Einleitung\r\nIn den letzten vier Jahren ist der Netzausbau deutlich schneller vorangeschritten als zuvor. Bis 2030 sollen 80% der nationalen Bruttostromerzeugung aus erneuerbaren Quellen stammen. Dann sollen viele Millionen Elektroautos auf unseren Straßen fahren, viele Millionen Wärme-pumpen in Betrieb sein und auch zahlreiche industrielle Verbraucher auf strombasierte Pro-zesse umgestellt haben. Getrieben durch die Elektrifizierung der Sektoren Mobilität und Wärme, einen Zubau an Rechenzentren und die Elektrifizierung bestimmter Industrieprozesse werden wir zukünftig immer mehr Strom verbrauchen, der zunehmend aus dezentralen Erzeu-gungsanlagen stammen wird. Um diese neue Komplexität und das damit verbundene Ausei-nanderfallen von Erzeugung und Verbrauch weiterhin systemsicher abbilden zu können,\r\nSeite 5 von 41\r\nbraucht es vielfältige Netzoptimierungsmaßnahmen und einen effizienten Ausbau neuer Stromtrassen und -leitungen mit digitalisierter Netzzustandsüberwachung und Steuerungs-möglichkeiten. Denn klimaneutral erzeugter Strom wird meist außerhalb der Verbrauchs-schwerpunkte erzeugt.\r\nMit steigenden Anforderungen an die Stromnetze steigen die Investitionsbedarfe wie auch die absoluten Netzkosten in den kommenden Jahren bis 2045 erheblich an. Das führt zu sukzessiv steigenden jährlichen Netzkosten über alle Spannungsebenen und regionalen Netzgebiete hin-weg. Zugleich sind dies Investitionen in eine moderne und zukunftsorientierte Infrastruktur für den Wirtschaftsstandort Deutschland.\r\nDie Bundesnetzagentur (BNetzA) hat angekündigt, im Mai 2025 erste Vorschläge für die Wei-terentwicklung der Netzentgeltsystematik Strom vorzulegen und diese im Anschluss mit der Branche zu diskutieren. Der BDEW begrüßt die Möglichkeit, sich über die Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik auszutauschen. Dabei bestehen aus Sicht des BDEW insbesondere die folgenden Herausforderungen, die bei der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik relevant sind:\r\n›\r\nDie heutige Netzentgeltsystematik ist historisch gewachsen und bildet die dezentralere und dargebotsabhängigere Energiewelt von heute und morgen nicht mehr vollumfäng-lich ab. Eine neue Netzentgeltsystematik muss die Bedarfe eines modernen und digita-len Energiesystems widerspiegeln und fit für die Energiewende sein.\r\n›\r\nDie heutige Netzentgeltsystematik verteilt die Netzkosten zunehmend einseitig: Klassi-sche Verbraucher werden ohne eine Anpassung der Systematik künftig besonders starke Belastungen erfahren, obwohl insgesamt die Netzkosten und die Nachfrage nach Kapazität und Strom langfristig etwa in gleichem Maße ansteigen. Eine neue Netzent-geltsystematik muss deshalb für eine verursachungsgerechtere Kostenverteilung sor-gen.\r\n›\r\nDie heutige Netzentgeltsystematik hemmt zum Teil die Bereitstellung von Flexibilitäten. Eine neue Netzentgeltsystematik sollte flexibles Verhalten im Sinne der Gesamteffizienz unseres Energiesystems fördern bzw. begünstigen oder ihm zumindest nicht im Wege stehen.\r\n›\r\nAlle Elemente der Netzentgeltsystematik müssen sich an den Kriterien der Kostenrefle-xivität, Marktneutralität, wirtschaftlichen Planbarkeit, Verteilungswirkung, Verständ-lichkeit, operativen effizienten Umsetzbarkeit und Netzdienlichkeit orientieren. Be-standteile der Netzentgeltsystematik (z.B. Entlastungen), die sich nicht nach diesen Grundsätzen richten, können außerhalb der Systematik finanziert werden.\r\nSeite 6 von 41\r\nMit diesem Diskussionspapier will der BDEW Branchenimpulse zu diesen Herausforderungen formulieren und die Diskussion zu den wichtigsten Fragen der anstehenden Netzentgeltreform anstoßen.\r\n2 Bewertungskriterien für eine Netzentgeltreform\r\nFür die Bewertung verschiedener Netzentgeltsystematiken und die Einbeziehung und Unter-scheidung verschiedener Netznutzergruppen ist es hilfreich, einheitliche Kriterien zur Bewer-tung der Möglichkeiten heranzuziehen. Bei der Bewertung der unterschiedlichen Netzentgelt-systematiken/-ausgestaltungsoptionen gilt es zu analysieren, inwiefern und in welchem Um-fang bestimmte Kriterien erfüllt werden.\r\nPosition des BDEW ist, dass jegliche Überarbeitung und auch Anpassungen in der Netzentgelt-systematik zu einem gesamtsystemischen Nutzen beitragen und sich daher nicht negativ auf das energiewirtschaftliche Zieldreieck der sicheren, nachhaltigen und bezahlbaren Energiever-sorgung auswirken dürfen. Eine Reform der Netzentgeltsystematik darf demnach den Hoch-lauf energiewenderelevanter Technologien nicht durch eine Kostenbeteiligung an den Netz-kosten über das kostenorientierte Maß hinaus hemmen und sollte dabei auch auf die Effizienz des Gesamtsystems einzahlen. Die Struktur der Netzentgelte sollte Anreize für eine effiziente Nutzung des Netzes bieten und die Integration von Strom aus erneuerbaren Energiequellen unterstützen. Dies trägt zur Erreichung der Klimaziele und zur Nachhaltigkeit des Energiesys-tems bei.\r\nEuroparechtlich gibt es Vorgaben, in welchem Rahmen sich eine nationale Netzentgeltsyste-matik bewegen darf. Zentrale Kriterien hierbei sind die Kostenorientierung und Transparenz der Netzentgelte. Daneben enthält der europäische Rechtsrahmen weitere Kriterien, die dazu führen, dass diese teilweise in einem Spannungsverhältnis zueinander stehen, was die Kom-plexität und Zielkonflikte bei der Festlegung von Netzentgeltmethoden aufzeigt. Für eine nä-here Bewertung verschiedener Elemente der Netzentgeltsystematik hat der BDEW sich an den EU-Vorgaben bei der Auswahl der Bewertungskriterien orientiert und diese mit Inhalten ge-füllt. Für die nachfolgenden Kriterien ist keine Gewichtung vorgesehen, sie sind alphabetisch aufgelistet. Es ist zu beachten, dass sich einzelne Kriterien teilweise widersprechen. Es ist da-her nicht der Anspruch, dass eine Netzentgeltsystematik alle Kriterien vollumfänglich erfüllt. Vielmehr soll eine möglichst sachliche Bewertung anhand der Kriterien ermöglicht werden.\r\nKostenreflexivität\r\n›\r\nMit „Kostenreflexivität“ soll zum Ausdruck gebracht werden, dass sich Kosten, die ein Netznutzer im Wesentlichen mittel-/langfristig im Netz auslöst, oder mögliche\r\nSeite 7 von 41\r\nKosteneinsparungen, die ein Netznutzer durch eine Reduktion des notwendigen Netz-\r\nausbau oder von Engpassmanagement hervorruft, in seinem Netzentgelt widerspiegeln. Dies heißt auch, dass es nachvollziehbare, sachorientierte Vorgaben geben muss, wel-chen Kostenanteil ein Netznutzer zu übernehmen hat. Kurzfristige Kostenbestandteile sollten auch kostenreflexiv in der Systematik abgebildet sein.\r\n›\r\nNetzkosten setzen sich aus langfristigen und kurzfristigen Kosten zusammen. Bei lang-fristigen Kosten sind Kostenelemente zu betrachten, die in signifikantem Ausmaß – je-doch nicht kurzfristig – von Entscheidungen der Netznutzer abhängen. Dies sind v. a. die Kosten der Netzinfrastruktur (Kapital- und Betriebskosten) und der Kundenverwaltung. Kurzfristige Kosten enthalten Kostenelemente, die unmittelbar von der Stromentnahme oder -einspeisung durch den Netznutzer abhängen – insbesondere die Kosten für Netz-verluste und Engpassmanagement. Dabei unterscheidet sich das Verhältnis zwischen lang- und kurzfristigen Kosten je nach Spannungsebene: im Höchstspannungsnetz liegt der Anteil kurzfristiger Kosten deutlich höher als z.B. in der Niederspannung. Vorausset-zung für kostenreflexive Netzentgelte ist folglich ein klares und sachlich begründbares Verständnis darüber, welche Kosten je nach Spannungsebene wie reflektiert und somit einem Netznutzer zugeordnet werden müssen bzw. können.\r\n›\r\nKostenorientierung und Verursachungsgerechtigkeit werden in der Diskussion häufig auch als Synonym für „Kostenreflexivität“ verwendet. Daher werden diese hier unter dem Begriff der Kostenreflexivität subsumiert. Auch diese Begriffe drücken im Grund-satz aus, dass Netznutzer, deren Verhalten zu steigenden Netzkosten wie z.B. Netzin-vestitionen, Betriebskosten oder kurzfristigen Kosten wie Engpassmanagement führt, in einem entsprechend höheren Maß zur Finanzierung des Netzes beitragen müssen als Nutzer, deren Verhalten keine zusätzlichen Netzkosten auslöst. Auch aus Netznutzer-perspektive ist zu erwähnen: Wer bspw. durch Eigenoptimierung die öffentliche Net-zinfrastruktur weniger belastet, kann im Sinne des Prinzips „Kostenreflexivität“ auch entlastet werden.\r\nMarktneutralität\r\n›\r\nMarktneutralität ist ein weiterer zentraler Grundsatz. Er drückt aus, dass Netzentgelte das Marktergebnis auf den Strommärkten (Day-Ahead-, Intraday- und Regelenergie-markt) nicht verzerren sollten. Durch die Netznutzung wird den Netznutzenden die Marktteilnahme ermöglicht. Damit Systemkosten auf ein effizientes Maß beschränkt werden, sollen Marktpreise durch Netzentgelte unbeeinflusst bleiben. Eine effiziente Synchronisation von dargebotsabhängigem Stromangebot und flexibler Nachfrage wird\r\nSeite 8 von 41\r\nüber die bestehenden\r\nStrommärkte ermöglicht, um erneuerbar erzeugte Energie um-fänglich zu nutzen und die Sektorenkopplung zu unterstützen.\r\n›\r\nMarktneutralität bedeutet auch, dass Dienstleistungen und (neue) Geschäftsmodelle dahingehend neutral behandelt werden, als dass diese weder aktiv gefördert noch er-schwert werden. Zentral ist, dass die Kosten im oben genannten Sinne über die Netz-entgelte reflektiert werden und so die Kosten der Netzbereitstellung in den Marktent-scheidungen der Kunden sachgerecht Berücksichtigung finden können.\r\n›\r\nAuch Wettbewerbsneutralität und Nichtdiskriminierung können unter „Marktneutrali-tät“ subsumiert werden. Eine Netzentgeltsystematik ist dann diskriminierungsfrei, wenn sie einheitliche Entgeltkomponenten und Grundsätze für alle Nutzergruppen vor-sieht. Eine Gleichbehandlung nicht vergleichbarer Sachverhalte ist allerdings ebenso diskriminierend.\r\n›\r\nAndersbehandlungen sind in manchen Fällen denkbar, sofern sie sachlich gerechtfertigt sind und gleichwertig auf alle Nutznutzer in der gleichen Gruppe und vergleichbare Nut-zergruppen angewendet werden.\r\nNetzdienlichkeit\r\n›\r\nDie Netzentgeltsystematik sollte das Nutzungsverhalten des Netzkunden reflektieren und netzdienliches Verhalten honorieren. Nur wer sich netzdienlich verhält und mehr dazu beiträgt das Netz zu entlasten, sollte durch die Netzentgeltsystematik belohnt werden.\r\n›\r\nNetzdienliches Verhalten führt dabei dazu, dass Kosten, die ohne das netzdienliche Ver-halten anderenfalls bestehen würden, entfallen oder die Netzkosten insgesamt gesenkt werden.\r\nOperative effiziente Umsetzbarkeit\r\n›\r\nDie Netzentgeltstruktur sollte in ihrer Komplexität so ausgestaltet sein, dass sie opera-tiv umsetzbar und praktikabel ist. Dabei müssen Aufwand (z.B. Transaktionskosten) und Nutzen gegeneinander abgewogen werden.\r\nVerständlichkeit\r\n›\r\nEine Netzentgeltsystematik sollte das Ziel haben, für alle Netznutzenden verständlich und nachvollziehbar zu sein. Sie sollte daher im Grundsatz nur so komplex sein, wie es\r\nSeite 9 von 41\r\nfür eine Ausgestaltung von\r\nNetzentgelten notwendig ist, um eine Anpassung der beste-henden Systematik durchzuführen.\r\nVerteilungswirkung\r\n›\r\nEine Netzentgeltsystematik sollte nicht sozial- oder wirtschaftspolitischen Motiven fol-gen. Gleichwohl sollten bei Änderungen in der Netzentgeltsystematik die Umvertei-lungseffekte identifiziert und die Verteilungswirkung einer (neuen) Netzentgeltsystema-tik auf die verschiedenen Netznutzenden transparent aufgezeigt werden.\r\n›\r\nGeprüft werden sollte daher auch ein zeitlich gestuftes Vorgehen, dass den Netznutzen-den notwendige Anpassungen bzw. ein Einstellen auf die neue Entgeltstruktur ermög-licht. Dies ist auch mit Blick auf die Akzeptanz wichtig.\r\nWirtschaftliche Planbarkeit\r\n›\r\nIm Sinne der wirtschaftlichen Planbarkeit benötigen alle Wertschöpfungsstufen mög-lichst dauerhafte und stabile Rahmenbedingungen in der Netzentgeltsystematik, sodass Kosten planungssicher kalkuliert werden können.\r\n›\r\nErlösstabilität und -planbarkeit sind weitere Anforderungen an eine Netzentgeltsyste-matik. Die im Rahmen der Erlösobergrenze (EOG) anerkannten Kosten der Netzbetrei-ber werden über Netzentgelte gewälzt. Diese Wälzung der Kosten sollte über die Jahre planbar und möglichst gleichmäßig erfolgen, um Ergebnisverschiebungen zwischen den verschiedenen Jahren gering zu halten.\r\n›\r\nDie Grundstruktur der Netzentgeltsystematik sollte langfristig angelegt werden und in ihrer Struktur und möglichst in ihrem Niveau dem Kunden Planbarkeit gewährleisten und nicht zu zusätzlichen Unsicherheiten in der Entwicklung der Belastung für Netznut-zer führen. Zusätzlich sollten die mit Netzanschluss und der Netznutzung verbundene Kosten für den Netznutzer auf Basis der Preisblätter für das jeweilige Folgejahr abseh-bar sein. Gleichzeitig hängt die Belastung von verschiedenen Faktoren ab, deren Stabili-tät nicht durch die Netzentgeltsystematik garantiert werden kann.\r\n›\r\nDie Netzentgeltsystematik sollte in ihrer Grundstruktur so angelegt sein, dass sie den weiteren Wandel des Energiesystems bis hin zur Klimaneutralität abbilden kann.\r\nNetzdienliches Verhalten (siehe oben) ist insbesondere in Abgrenzung zu markt- und system-dienlichem Verhalten zu verstehen. Der BDEW definiert die verschiedenen Begriffe wie folgt:\r\nSeite 10 von 41\r\n›\r\nMarktdienlichkeit beschreibt ein Verhalten, das zum Ausgleich von Angebot und Nach-frage führt. Gemeint ist die aktive Teilnahme von Anlagen an den Strommärkten mit dem Ziel einer gewinnorientierten Beschaffung bzw. Vermarktung von Strom.\r\n›\r\nSystemdienlichkeit beschreibt ein Verhalten, das die Stabilität des Stromsystems insge-samt stützt, z.B. durch die Bereitstellung von Regelleistung oder nicht-frequenzgebun-denen Systemdienstleistungen.\r\n›\r\nDie Netzdienlichkeit beschreibt ein Verhalten, das die Kosten des Netzbetriebs und des Netzausbaus kurzfristig (in der aktuellen Netzkonfiguration) sowie langfristig (für das Zielnetz) nicht erhöht bzw. Kosten vermeidet oder reduziert. Netzdienliches Verhalten führt dazu, dass Engpassmanagementmaßnahmen (u.a. Redispatch) und zusätzlicher Netzausbau reduziert bzw. vermieden werden.\r\n3 Überlegungen zur Netzentgeltstruktur\r\n3.1 Entgeltkomponenten\r\nDie Bildung eines zu zahlenden Netzentgelts kann auf Basis verschiedener additiver Kompo-nenten erfolgen, die sich in ihrer Funktionsweise und Wirkung unterscheiden. Aus Sicht des BDEW sind insbesondere die folgenden Netzentgeltkomponenten zu diskutieren (die hier zu-nächst in ihrer statischen Grundausprägung erläutert und bewertet werden):\r\n›\r\nArbeitspreis (in Cent pro Kilowattstunde): Der Arbeitspreis ist das Entgelt erhoben auf die über das Netz transportierte Energiemenge (die aus dem Netz entnommene oder ins Netz eingespeiste)1. Der Arbeitspreis wird als feste Größe mit der Strommenge mul-tipliziert, dadurch steigt das Netzentgelt für den Nutzer mit steigender Strommenge. Flexibles Verhalten wird durch den Arbeitspreis hingegen erschwert, da der Netzbezug bzw. die Netzeinspeisung (u.a. auch bei der Stromspeicherung) nur mengenseitig und unabhängig von der tatsächlichen Netzbelastung berechnet wird. Ein Arbeitspreis hat keine Auswirkungen auf Lastspitzen. Er kann auch anreizen, den Stromverbrauch zu re-duzieren.\r\n›\r\nLeistungspreis (in Euro pro Kilowatt): Der Leistungspreis ist das Entgelt erhoben auf die maximale, tatsächlich beanspruchte Leistung innerhalb eines bestimmten Zeitraums (Jahres-, Monats-, Tagesleistungspreis, etc.). Anders als der Arbeitspreis ist der\r\n1 Im Folgenden einfach als Energiemenge bezeichnet.\r\nSeite 11 von 41\r\nLeistungspreis unabhängig von der\r\nEnergiemenge. In seiner Wirkungsweise reizt der Leistungspreis eine möglichst gleichmäßige Fahrweise (d.h. möglichst keine Spitzen) an. In statischer Form schränkt er dadurch auch die Flexibilisierung von Verbrauchs- und Einspeiseverhalten ein, sofern hierdurch eine Leistungsspitze im für das Netzentgelt re-levanten Zeitraum (Monat oder Jahr) entsteht. Anders kann es sich je nach Ausgestal-tung bei einem Leistungspreismodell verhalten, das die Netznutzung in Spitzenlastzei-ten zur Bepreisung heranzieht.\r\n›\r\nKapazitätspreis (in Euro pro Kilowatt): Der Kapazitätspreis ist das Entgelt erhoben für eine (je nach Ausgestaltung) ex-ante vertraglich vereinbarte oder technisch verfügbare maximale Netzanschlusskapazität. In seiner Funktionsweise gleicht er dem Leistungs-preis (u.a. ebenfalls unabhängig von Mengen), wobei die bepreiste Kapazität anders als beim Leistungspreis bereits vorab bestimmt wird. Dadurch ist er für Netzbetreiber und Netznutzer einfacher abzuschätzen, da er eine vertragliche Vereinbarung zwischen den beiden Akteuren abbildet. Anders als der Arbeitspreis und der Leistungspreis, die von Jahr zu Jahr zu sehr unterschiedlichen Netzentgeltbelastungen je nach Menge und Leis-tung führen können, bietet der Kapazitätspreis dank relativ stabiler Kapazitätsbedarfe und -vereinbarungen im Regelfall eine konstante Berechnungsgrundlage bei geringen Schwankungen (wobei abhängig von der Ausgestaltung eine Anpassung der vereinbar-ten Kapazität bei Bedarf möglich sein kann). Durch ihn entstehen (in statischer Ausge-staltung) keine expliziten Anreize für netzdienliches Flexibilitätsverhalten. Ein Kapazi-tätspreis kann aber zur netzkostenminimierenden Optimierung der Netzanschlusskapa-zität beitragen (hinter dem Anschlusspunkt z.B. durch Überbauung). So kann zum Bei-spiel in Abwägung der Kosten für Flexibilisierung hinter dem Netzanschlusspunkt eine möglichst passgenaue Kapazität bestellt werden.\r\n›\r\nGrundpreis (in Euro pro Jahr): Der Grundpreis ist das Entgelt erhoben als pauschaler Be-trag auf die Nutzung des Netzes. Durch seine pauschale, mengen- und leistungsunab-hängige Ausgestaltung reizt der Grundpreis keine bestimmte Fahrweise an, bildet aber jedenfalls teilweise die Gemeinkosten des Netzes ab. Wie beim Kapazitätspreis ist auch der Grundpreis mit einer verhältnismäßig stabilen zu bepreisenden Kostenbasis und ge-ringeren Schwankungen verbunden.\r\nKeine Entgeltkomponente im engeren Sinne ist der sogenannte Baukostenzuschuss (BKZ). Dieser ist ein einmalig beim Netzanschluss erhobenes Entgelt für den anteiligen Ausbau des allgemeinen Netzes (in Euro pro Kilowatt oder in Euro pro Kilovoltampere), das im Rahmen der Anschlussherstellung oder Leistungserweiterung an den Anschlussnetzbetreiber zu ent-richten ist. Auch wenn der Baukostenzuschuss kein Netzentgeltbestandteil ist, spielt er in der Diskussion über die Beteiligung an den Netzkosten eine Rolle und wird im weiteren Verlauf\r\nSeite 12 von 41\r\naufgegriffen. In seiner Funktionsweise reizt der Baukostenzuschuss eine realistische An-schlussgröße im Rahmen der Dimensionierung des Netzanschlusses an. Durch die Charakteris-tik der Einmalzahlung ist er planbarer als die o.g. Netzentgeltkomponenten und macht durch eine regionale Differenzierung eine Standortsteuerung von Anlagen möglich. Implizit besteht durch den BKZ bei entsprechender Ausgestaltung des Gesamtmodells auch ein Anreiz zur möglichst dauerhaft hohen Auslastung der Netzanschlusskapazität.\r\nLegt man die in Abschnitt 2 dargestellten Bewertungskriterien an, so überzeugt der Arbeits-preis insbesondere in Sachen Verständlichkeit (da er analog zu anderen Strompreisbestandtei-len errechnet werden kann) und operativer Umsetzbarkeit (da er ohne große Aufwände ge-messen und berechnet werden kann). In Sachen Kostenreflexivität und Netzdienlichkeit über-zeugt der Arbeitspreis hingegen nicht: Dies liegt daran, dass er die Komponente Arbeit, also die Energiemenge bepreist. Die tatsächlichen Netzkosten ergeben sich jedoch nicht daraus, wieviel Strom über einen Netzanschluss bezogen oder eingespeist wird, sondern daraus, wie der Netzanschluss und das dahinterliegende Netz dimensioniert werden müssen, was abhän-gig von der Leistung und/oder der Kapazität ist. Die wirtschaftliche Planbarkeit ist beim Ar-beitspreis zudem insofern eingeschränkt, dass sich die zu zahlende Netzentgeltbelastung erst ex-post nach Jahresablauf (und bei kleinen Kunden nach entsprechender Zählerstandinforma-tion) ergibt. In Sachen Marktneutralität werden insbesondere Speicher und Flexibilitätsmo-delle teilweise durch den Arbeitspreis eingeschränkt, da jede bezogene oder eingespeiste Menge bepreist und belastet wird und damit Preissignale des Marktes nicht unverzerrt wir-ken.\r\nDer Leistungspreis zeichnet sich demgegenüber insbesondere durch eine deutlich verbesserte Kostenreflexivität aus, da er nicht die dimensionierungsirrelevante Arbeit, sondern die rele-vante (Jahres-/Monats-)Höchstleistung bepreist. Schwachpunkte hat der Leistungspreis ge-genüber dem Arbeits- oder Grundpreis insbesondere bei der operativen Umsetzbarkeit (insbe-sondere auf niedrigeren Spannungsebenen), sowie bei der wirtschaftlichen Planbarkeit und Verständlichkeit (da erst nach Jahresablauf die tatsächliche Netzentgeltbelastung feststeht und die Bepreisung der Leistungsspitze gerade bei nicht bereits leitungsgemessenen Kunden deutlich weniger intuitiv ist als z.B. die der bezogenen Menge). In Sachen Netzdienlichkeit hat der Leistungspreis Vorteile gegenüber dem Arbeitspreis. In Sachen Marktneutralität schneidet ein Leistungspreis in einer statischen, nicht flexibilisierten Ausprägung im Vergleich zu den lastgangunabhängigen Entgeltkomponenten schlechter ab, da er durch die Bepreisung der Last- bzw. Leistungsspitze die Flexibilität zur Marktteilnahme einschränkt, sofern es sich um seltene oder einmalige Leistungsspitzen handelt. Ein Leistungspreis, der sich nach Netznut-zung in Spitzenlastzeiten richtet, ermöglicht hingegen Flexibilität. Da sich die Netzdimensionie-rung an der (zeitgleichen) Spitzenlast orientiert, kann ein solches Bepreisungsmodell die\r\nSeite 13 von 41\r\nrelevanten Kosten verursachungsgerecht abbilden und zuordnen. So entstehen anders als beim Kapazitätspreis netzdienliche Flexibilitätsanreize durch Möglichkeit zur Lastverschie-bung. Zu bedenken ist, dass in einem solchen Modell die Flexibilisierung mit erhöhten Anfor-derungen und Aufwänden einhergeht und die tatsächliche Kostenbelastung der Leistungs-spitze erst ex post feststehen könnte. Dadurch ergeben sich neue Herausforderungen in Sa-chen Umsetzbarkeit und Planbarkeit.\r\nDer Kapazitätspreis bietet in Sachen Kostenreflexivität ebenfalls einen Mehrwert, denn durch ihn wird die kostenrelevante (zu jeder Zeit zur Verfügung stehende) Netzanschlusskapazität bepreist. Auch die Kriterien Marktneutralität, Planbarkeit und Netzdienlichkeit erfüllt der Ka-pazitätspreis weitgehend, da er (a) keine Markthindernisse oder Diskriminierungstatbestände aufbaut, (b) ex-ante bekannt und vorhersehbar ist und (c) eine optimierte Kapazitätsauslegung im Sinne des Netzes honoriert. In der operativen Umsetzbarkeit ergeben sich aus heutiger Sicht durch deutliche Datenbedarfe und Umsetzungsaufwände Hürden (abhängig von der be-trachteten Kundengruppe), was die kurzfristige Einführung erschwert. Zudem fehlen in einem statischen Kapazitätspreismodell Anreize zur netzdienlichen Lastverschiebung (die aber auch keine andere Entgeltkomponente in statischer Form schafft). Aufgrund der angestrebten Neu-regelung ab dem Jahr 2029 erscheint dieser Umstellungsaufwand jedoch mittelfristig und ggf. mit Übergangs- und Einführungszeiträumen und sukzessiver Einführung insb. nach Spannungs-ebenen bewältigbar. Dies gilt insbesondere für leistungsgemessene Kunden. Da der Kapazi-tätspreis bisher nicht Teil der Netzentgeltsystematik ist, wäre die Einführung mit erhöhtem Er-klär- und Rechtfertigungsbedarf verbunden (Verständlichkeit), gerade im Vergleich zu den be-stehenden Arbeits- und Grundpreisen der nicht leistungsgemessenen Kunden.\r\nDer Grundpreis erfüllt dank seiner Pauschalität und Einfachheit insbesondere die Kriterien der Marktneutralität, wirtschaftlichen Planbarkeit, Verständlichkeit und operativen Umsetzbar-keit. Gerade bei Nutzergruppen mit geringen Differenzierungsmerkmalen und -möglichkeiten (bspw. SLP-Kunden), kann ein Grundpreis auf Grund seiner Pauschalität eine effiziente Umset-zung darstellen. Die Kehrseite dieser Einfachheit ist, dass der Grundpreis generell keinerlei An-reizwirkung entfalten und vor allem keine Netzdienlichkeit abbilden kann, da Netznutzer un-abhängig von ihrem Verhalten gleich belastet werden. Daher sollten in einem ersten Schritt nur Kosten über einen Grundpreis abgebildet werden, die unabhängig von der Leistung-/Kapa-zitätsinanspruchnahme sind. Möchte man darüber hinaus im Grundpreis eine auch in Ansät-zen kostenreflexive Entgeltbelastung aufgrund der Inanspruchnahme von Leistung/Kapazität abbilden, so könnte dies über eine gestaffelte Ausgestaltung (sozusagen als diskreter Kapazi-tätspreis in vorab definierten Kapazitätsklassen) des Grundpreises erfolgen.\r\nAuch wenn der Baukostenzuschuss (BKZ) keine Entgeltkomponente im engeren Sinne darstellt und anders als die o.g. Komponenten nur einmalig zur Anwendung kommt, ist eine Bewertung\r\nSeite 14 von 41\r\nanhand der definierten Kriterien sachgerecht. Als möglicher differenzierter Standortanreiz ist der BKZ insbesondere in Sachen Kostenreflexivität und standortspezifischer Netzdienlichkeit (netzdienliche Fahrweise wird nicht andressiert) geeignet. Ähnlich dem Grundpreis oder Kapa-zitätspreis erfüllt er dank seiner Pauschalität und Einmaligkeit auch die Kriterien der Planbar-keit, Verständlichkeit und operativer Umsetzbarkeit. Auch die Marktneutralität kann sicherge-stellt werden, sofern der BKZ nach einheitlichen Kriterien ausgestaltet ist.\r\nIn Abwägung der Vor- und Nachteile der verschiedenen Netzentgeltkomponenten (zunächst in nicht flexibilisierter Form) ergeben sich aus Sicht des BDEW die folgenden Überlegungen und Ansätze für eine Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik. Dabei ist jedoch zu berück-sichtigen, dass die tatsächliche Bewertung einer neuen Netzentgeltsystematik erst dann mög-lich ist, wenn alle Details zur Ausgestaltung und Anwendung (einschließlich einer möglichen Flexibilisierung) bekannt sind. Eine schematische Bewertung, wie sie hier durchgeführt wor-den ist, kann liefert dennoch erste Indizien für eine sinnvolle Reformrichtung der Netzentgelt-komponenten:\r\n›\r\nIn einer neuen Netzentgeltsystematik sollte durchgängig und für alle Kundengruppen die Bepreisung der mengenunabhängigen, kW-basierten und netzkostenrelevanten Komponenten den Hauptteil der Kostentragung ausmachen. Demgegenüber sollte die heute insbesondere im SLP-Bereich starke Belastung der bezogenen Arbeitsmenge ge-ringer ausfallen. Eine solche Anpassung würde die künftige Netzentgeltsystematik kos-tenreflexiver und netzdienlicher machen und gleichzeitig bei sachgerechter Ausgestal-tung keine signifikanten Einschränkungen in Sachen Marktneutralität, Umsetzbarkeit, Planbarkeit und Verständlichkeit mit sich bringen.\r\no\r\nAls Ausprägung einer neuen, kW-basierten Hauptentgeltkomponente erfüllt der Kapazitätspreis bereits in seiner statischen Form wichtige Kriterien (siehe oben, insb. Kostenreflexivität, Marktneutralität, Planbarkeit, Netzdienlichkeit). Wie bei allen Reformoptionen kommt es auch hier auf die Ausgestaltung an. Zu den Anforderungen an eine praxistaugliche Ausgestaltung eines Kapazitätsprei-ses zählt dabei u.a., dass Kunden ihre Kapazität ex-ante vertraglich vereinbaren können. Diese kann gleich oder geringer der technisch verfügbaren maximalen Netzanschlusskapazität sein. Mit einer Flexibilisierung des Kapazitätspreises (siehe Kapitel 3.4) könnte die Netzdienlichkeit noch passgenauer abgebildet und netzdienliche Flexibilität angereizt werden.\r\no\r\nEine alternative Ausprägung einer neuen, kW-basierten Hauptentgeltkompo-nente (oder auch eine Ergänzung zu einer Kapazitätskomponente) kann ein Leistungspreis sein. Während ein statischer Leistungspreis (wie bereits heute im Bereich registrierender Leistungsmessung angewendet) im Vergleich zum\r\nSeite 15 von 41\r\nKapazitätspreis Schwächen hat, könnten diese durch eine Leistungsbepreisung\r\norientiert an der zeitgleichen Spitzenlast adressiert werden. Ein solches Modell würde die Netzdienlichkeit und Kostenreflexivität abbilden, hätte aber im Ver-gleich zum Kapazitätspreis einen höheren Umsetzungsaufwand und eine gerin-gere wirtschaftliche Planbarkeit zur Folge. Im Sinne der vertrieblichen Umsetz-barkeit und Verständlichkeit seitens der Netznutzer müsste ein Leistungspreis (in jeglicher Ausgestaltung) dabei auf bereits heute leistungsgemessene Indust-riekunden auf den höheren Spannungsebenen begrenzt sein.\r\no\r\nVor einer möglichen Reform von Entgeltkomponenten müssen alle Auswirkun-gen eines Reformvorschlags in der Praxis und für die Umsetzung in den Unter-nehmen geprüft werden. Hierzu gehört auch eine umfassende gutachterliche Begleitung, wie sie die Bundesnetzagentur bereits plant. Im Sinne der Pra-xistauglichkeit können differenzierte Ansätze nach Kundengruppen/Netzebe-nen sinnvoll sein, die jeweils zu begründen sind.\r\n›\r\nNeben der kW-basierten Komponente (siehe oben) können auch eine Grund- und eine Arbeitskomponente eine Rolle spielen. In dieser Kombination würden die verschiede-nen realen Netzkostenblöcke gemäß ihrem Anteil an den Netzkosten abgebildet wer-den können: Die kW-basierte Preiskomponente bildet dabei die Kosten der Netzdimen-sionierung ab. Der Grundpreis könnte die Gemeinkosten abbilden (also Kosten, die sich unabhängig von Verbrauchsverhalten und Netzanschlusskapazitäten ergeben, wie z.B. die Länge und Topologie des Netzes). Der Arbeitspreis könnte zuletzt den variablen Teil der Netzkosten abbilden, die von der entnommenen Arbeit abhängt (z.B. die der Verlus-tenergie). Bei geringer Relevanz könnten einzelne Preiskomponenten, die geringe Kos-tenblöcke abbilden, auch entfallen.\r\n›\r\nBei Kunden, bei denen alle notwendigen Informationen für die Bestimmung und Über-prüfung der Kapazität bzw. Leistung vorliegen (z.B. solchen mit registrierender Leis-tungsmessung und künftig solchen mit iMSys2) könnte sich ein künftiges Netzentgelt so-mit aus einer kW-basierten Komponente, einer Grund- und einer Arbeitspreiskompo-nente zusammensetzen. Bei SLP-Kunden sind Kapazitäts- und Leistungspreis dagegen mit Umsetzungsschwierigkeiten konfrontiert. Abhilfe kann hier ein pauschal gestaffelter Grundpreis als Approximation schaffen. Alternativ könnten „klassische“ Verbrauchskun-den (ohne intelligente Messsysteme) auch analog zu heute entsprechend der\r\n2 Bei mehr als einem Anschlussnehmer ist zu klären, wie die Kapazität zu verteilen ist.\r\nSeite 16 von 41\r\nbestehenden Preissystematik\r\n(g-Funktion) berücksichtigt werden. Eine solche verein-fachte, pauschalere aber weiterhin an den Kostenfaktoren ausgerichtete Bepreisung könnte auch grundsätzlich auf der oder den untersten Spannungsebenen Anwendung finden. Das System sollte möglichst so konzipiert sein, dass ein Wechsel aus der verein-fachten (SLP-)Systematik zur RLM-Systematik ceteris paribus nicht zu einem sprunghaft höheren oder niedrigeren Netzentgelt führt.\r\n3.2 Wälzungsmechanismus\r\nIn der aktuellen Netzentgeltsystematik werden die Netzkosten unidirektional von den höhe-ren in die niedrigeren Spannungsebenen gewälzt. Dies entspricht der historischen Funktions-weise des Stromsystems, in dem Stromerzeuger maßgeblich auf den hohen Spannungsebenen angeschlossen waren und auf allen Spannungsebenen, schwerpunktmäßig aber bei den Haus-halten und Gewerben in der Niederspannung, verbraucht wurde. Im heutigen Energiesystem wird Strom allerdings auf allen Spannungsebenen dezentral erzeugt und Stromflüsse können sich auch umkehren, also von den niedrigeren zu den höheren Spannungsebenen verlaufen. Vor diesem Hintergrund wird diskutiert, die Netzentgeltsystematik von der heutigen unidirek-tionalen Kostenwälzung hin zu einer bidirektionalen Kostenwälzung weiterzuentwickeln. Dies würde insbesondere eine sachgerechtere Kostenaufteilung zwischen den verschiedenen Netz-ebenen schaffen, die sich auch anhand bestehender Kalkulationsebenen theoretisch bewerk-stelligen ließe. Dem gegenüber stehen allerdings erhebliche Komplexität und Aufwände bei der Umsetzung – insbesondere auch branchenweit, da sich viele Netzbetreiber und auch die Netzebenen untereinander gegenseitig beeinflussen würden. Notwendig wäre ein aufwändi-ges iteratives Vorgehen zur Bestimmung der letztendlichen Kostenzuordnungen zu den Netz-ebenen. Zuletzt ergibt sich auch ein stark erhöhtes Risiko, dass Anpassungen zwischen vorläu-figen und finalen Preisblättern vorgenommen werden müssen, weil Änderungen eines Netzbe-treibers dann auch auf andere Netzbetreiber wirken, welche wiederum wieder andere Netz-betreiber beeinflussen. Grundsätzlich ist festzustellen, dass die Auswahl der Netzentgeltkom-ponenten in der Systematik erhebliche Auswirkungen auf die Kostenwälzung bei und zwischen Netzbetreibern haben.\r\nBei einer möglichen Umsetzung wären verschiedene Punkte zu beachten: Berücksichtigt wer-den müssten u.a. die Preiselastizitäten verschiedener Kunden, die Folgen veränderter Kosten-verteilungen und Netzentgeltentwicklungen (Entlastung in der Niederspannung, Belastung in der Hoch- und Höchstspannung, insbesondere in Netzgebieten mit viel Rückspeisung)). Vor dem Hintergrund dieser Einordnung können auch Änderungen bei der Kostenwälzung geprüft werden. Der BDEW hält es zum aktuellen Zeitpunkt jedoch nicht für sinnvoll, eine bidirektio-nale Umstellung der Kostenwälzung und die zahlreichen anderen Anpassungsbedarfe bei Ent-geltkomponenten, Privilegierungen und anderen Themen gleichzeitig anzugehen. Zudem muss\r\nSeite 17 von 41\r\nbeachtet werden, dass bei einer Einführung einer bidirektionalen Kostenwälzung die neu ein-geführte EE-Kostenwälzung hinfällig wäre.\r\nIm Rahmen der aktuellen Wälzungssystematik könnte grundsätzlich ein Wegfall der Umspann-ebenen eine handhabbare Vereinfachung der Kostenwälzung bewirken.\r\n3.3 VNB-einheitliche Netzentgelte\r\nNeben der Ausgestaltung der verschiedenen Netzentgeltkomponenten und der Kostenwäl-zung ist bei der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik auch die Vereinheitlichung der Netzentgelte auf Verteilnetzebene je Spannungsebene, analog zu der erfolgten Vereinheitli-chung der Übertragungsnetzentgelte, als Reformoption zu bewerten. Dies sollte einer mögli-chen Flexibilisierung nicht im Wege stehen. Eine Differenzierung von Netzentgelten (siehe Ab-schnitt 3.4) müsste ausgehend von der einheitlichen Baseline möglich sein. Eine Vereinheitli-chung von VNB-Netzentgelten wäre sowohl mit Vorteilen und Chancen als auch mit Nachtei-len und Risiken verbunden: Vorteilhaft wäre eine VNB-Netzentgeltvereinheitlichung insbeson-dere im Sinne der Vereinfachung für einen Teil der Marktakteure. So würde zum Beispiel der Bedarf einer separaten Bestimmung und Verteilung von EE-bedingten Netzmehrkosten weg-fallen. Darüber hinaus könnten auch nicht-EE-bedingte Kostenunterschiede ausgeglichen werde. Vertriebsprodukte würden dadurch bundesweit einfacher kalkulierbar. Rabattierungen und Befreiungen von den Netzentgelten, insbesondere bestehende (sofern sie nicht explizit netzdienliches Verhalten honorieren), würden außerdem gleichmäßiger verteilt. Zuletzt würde eine Vereinheitlichung auch die Möglichkeit eröffnen, zusätzliche Finanzierungsbeiträge für die Netzkosten (z.B. Netzkostenzuschüsse) einfach umzusetzen und gleichmäßig zu verteilen.\r\nAndererseits wäre die Einführung und Umsetzung einheitlicher VNB-Netzentgelte mit Umset-zungsaufwand verbunden und Ausgleichszahlungen zwischen Netzbetreibern notwendig. Für die Abwicklung der Vereinheitlichung wäre zudem ein neuer Akteur notwendig.3 Im Gegenzug entfällt jedoch die individuelle Kalkulation der Netzentgelte durch jeden einzelnen Netzbetrei-ber. Dabei ergäben sich auch Einschränkungen für die Kostenreflexivität der Netzentgelte. Darüber hinaus besteht das Risiko, dass Netznutzer, die bereits mit hohen Baukostenzuschüs-sen den Netzausbau mitfinanziert haben, im Rahmen einer Vereinheitlichung zusätzlich belas-tet werden. In der Gesamtschau ist insbesondere zu berücksichtigen, dass einheitliche VNB-\r\n3 Weitere Details zum Umsetzungsaufwand und den damit verbundenen Fragestellungen finden sich bspw. in einem Gutachten von Consentec (2024): Operative Umsetzung einer bundesweiten Vereinheitlichung der Verteil-netzentgelte.\r\nSeite 18 von 41\r\nNetzentgelte die Kosten so umverteilen würden, dass Kunden in manchen Gebieten deutlich stärker und in anderen Gebieten deutlich weniger belastet werden würden als es im Status Quo der Fall ist. Eine Vereinheitlichung hätte also sowohl Profiteure als auch Kostenträger. Daher sollte, sofern über eine Vereinheitlichung nachgedacht wird, eine stufenweise Einfüh-rung anvisiert werden, um sprunghafte Veränderungen in den Netzentgelten in der Einfüh-rungsphase zu vermeiden.\r\nEinheitliche VNB-Netzentgelte würden die laufende Reform der Netzentgeltsystematik im Grundsatz nicht vereinfachen. Sie würden aber die Auswirkungen einer neuen Systematik ein-heitlicher bewertbar machen und damit zu einer besseren Entscheidungsgrundlage beitragen. Vor dem Hintergrund der Vor- und Nachteile ist eine ergebnisoffene Prüfung der Einführung einheitlicher VNB-Netzentgelte sachgerecht. Eine solche Reform wäre in jedem Fall aber nur als mittel- oder langfristiges Vorhaben mit entsprechenden Übergangszeiträumen denkbar.\r\n3.4 Zeitliche und örtliche Flexibilisierung von Netzentgelten\r\nMit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien und der Elektrifizierung von Mobilität und Wär-meerzeugung steigt der Bedarf an Flexibilitätsbereitstellung – sowohl auf den Strommärkten, den Systemdienstleistungsmärkten, wie auch in der zugrunde liegenden Netzinfrastruktur. Fle-xibilitäten können somit genutzt werden, um Stromangebot und Nachfrage in Einklang zu bringen, um das System zu stabilisieren oder um lokale bzw. regionale Netzengpässe zu ver-meiden. Flexibilitäten können derzeit einerseits durch entsprechende Preissignale auf den Strommärkten (Day-Ahead-, Intraday-, Regelenergiemarkt) angereizt werden oder durch regu-latorisch abgesicherte Eingriffsrechte der Netzbetreiber zur Gewährleistung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems abgerufen werden. Zukünftig ist denkbar, dass durch die Dynamisierung der Netzentgelte eine weitere Komponente hinzu-kommt, die insbesondere auch regionale Netzengpässe im jeweiligen Netz berücksichtigt, die über allgemeine Preissignale, die gleichermaßen für das gesamte Netz gelten, nicht erfasst werden. Netzentgelte sind Teil des Endkundenpreises, von dem eine Anreizwirkung ausgehen kann. Netzentgelte haben eine Signalfunktion, die die Netznutzung abbildet, und können ent-sprechend für die Flexibilität der Netznutzung eine wesentliche Rolle spielen.\r\nDie aktuelle Netzentgeltsystematik hemmt, durch die Fokussierung auf mengenabhängige Preiskomponenten, die markt-, system- und netzdienliche Nutzung von bestehenden Flexibili-täten und schränkt den Raum für Innovation in der Flexibilitätsnutzung eines dezentralen Energiesystems entscheidend ein. Rein mengenabhängige Netzentgelte (Arbeitspreise) führen dazu, dass Kunden zusätzliche Verbräuche vermeiden. Ebenso regt der heutige Jahresleis-tungspreis, den ausgewählte Kundengruppen zu zahlen haben, dazu an, Bezugsspitzen im Jah-resverlauf zu vermeiden. Er stellt somit außerdem ein gewisses Flexibilitätshemmnis bzw.\r\nSeite 19 von 41\r\nfehlenden Anreiz zur Bereitstellung von Flexibilitäten dar (anders wäre es bei einem Leistungs-preis, der Spitzen zum Zeitpunkt der zeitgleichen Jahreshöchstlast bepreist).\r\nEine neue Netzentgeltsystematik sollte mindestens so ausgestaltet sein, dass sie den Flexibili-tätseinsatz grundsätzlich nicht unbegründet erschwert und idealerweise den netzdienlichen Flexibilitätseinsatz mit kostenreflexiven Netzentgelten anreizt. Ein unbegründetes Hemmnis liegt dann vor, wenn (marktdienliche oder systemdienliche) Flexibilitäten durch zusätzliche, auf die Flexibilität anfallende Netzentgelte verhindert werden, obwohl die aktuelle Auslastung des Netzes diese zulassen könnte. Anpassungen der Netzentgeltsystematik sind für die ver-schiedenen Kunden in ihrer Wirkweise unterschiedlich und es besteht ein sehr differenziertes Verständnis für Netzentgelte bei den unterschiedlichen Kunden. Je nach Netzebene und ver-traglichen Verhältnissen zwischen Netzkunde, Netzbetreiber und Lieferant werden die Netz-entgelte unterschiedlich abgerechnet. So ist es im Industriekundensektor durchaus üblich, dass die Lieferanten die Netzentgelte direkt durchreichen oder dass sogar der Netzbetreiber das Netzentgelt direkt bei den Netzkunden abrechnet. Diese Kunden haben in der Regel ein besseres Verständnis von ihren Netzentgelten als „kleinere“ Kunden in der Niederspannung, bei denen die Netzentgelte in der Regel Teil des gesamten Strompreises sind und die Lieferan-ten Veränderungen in der Struktur und Höhe der Netzentgelte nicht oder nur zeitversetzt wei-tergeben. Je nach Ausgestaltung des Strom-Produkts kommt die Netzkomponente nur bedingt zum Vorschein. So erschweren die Vorgaben zur Ausgestaltung von Energielieferverträgen ein differenziertes Verständnis von Netzentgelten im Vergleich zu anderen Energiepreiskompo-nenten für Kunden aus der Niederspannung. Damit der Flexibilitätsanreiz durch ein Netzent-gelt beim Kunden ankommt, müssen die variablen Netzentgelte auch für Lieferanten attraktiv und verständlich sein, damit sie den Flexibilitätsanreiz für den Netzbetreiber wirkungsvoll ver-markten können.\r\nEine Option zum (teilweisen) Abbau bestehender Flexibilitätshemmnisse könnte eine mengen- und lastgangunabhängige Entgeltkomponente, wie ein (gestaffelter) Grund- oder Kapazitäts-preis sein – ob als Ersatz des Leistungs- und/oder Arbeitspreises oder auch ergänzend zu ei-nem gegenüber dem Status Quo kleineren Arbeitspreisanteil. Durch die ex-ante-Bestimmung der benötigten Kapazität wird der Netzkunde motiviert, seine Nutzung hinter dem Netzan-schluss zu optimieren und seinen Netzanschluss nicht zu überdimensionieren. Er zahlt nicht für zusätzliche entnommene Mengen, sondern optimiert seine Netzkapazitätsnutzung. Ent-sprechend der kontrahierten Kapazität kann der Netznutzer dann seine Flexibilität bestmög-lich in den verschiedenen Bereichen einsetzen. Eine andere Option ist ein flexibler Leistungs-preis – so entstehen Flexibilitätsanreize, wenn sich der Leistungspreis nach der Netznutzung in Spitzenlastzeiten richtet und Last dann entsprechend in andere Zeiten verschoben wird. Beide Optionen können zu einem erhöhten Flexibilitätsangebot führen.\r\nSeite 20 von 41\r\nDie zweite Option bedingt, dass das Preissignal flexibler Netzentgelte auf Basis der Netzbelas-tung ermittelt wird, so dass sich eine netzdienliche Wirkung ergeben kann. Für eine netzdienli-che Wirkung ist erforderlich, dass es dem Netzbetreiber bei der Anreizsetzung möglich ist, mit hinreichender Sicherheit eine über die lokalen Netznutzer aggregierte Laständerung bzw. -ver-schiebung durch den Anreiz vorauszusehen. Hierbei sind grundsätzlich zwei unterschiedliche Ausgestaltungsoptionen möglich:\r\n›\r\n(technische) Vorgabe von Verbrauchs- bzw. Einspeiseverhalten (bis zur Abschal-tung/Dimmung) verbunden mit einer entsprechenden Vergütung bzw. Entschädigung dafür\r\n›\r\nSetzen von preislichen Anreizen zur Verbrauchsänderung\r\nFür den zweiten Punkt kann zwischen einer zeitlichen und einer örtlichen Flexibilisierung der Netzentgelte differenziert werden. Die zeitliche Differenzierung sieht unterschiedlich hohe Netzentgelte zu verschiedenen Zeitpunkten oder bestimmte Zeitfenster, für die die Netzent-gelte ausgelegt werden, vor. Örtliche Flexibilisierung bedeutet, dass zusätzlich in verschiede-nen Netzbereichen eines Netzbetreibers verschiedene Netzentgelte erhoben werden. Die Gra-nularität der jeweiligen Differenzierung wirkt sich auf die Wirksamkeit bezogen auf die Bewer-tungskriterien (Kostenreflexivität, Marktneutralität, wirtschaftliche Planbarkeit, Verteilungs-wirkung, Verständlichkeit, operative Umsetzbarkeit und Netzdienlichkeit) aus.\r\nAbbildung 1: Grundmodelle variabler Netzentgelte der BNetzA\r\nIn Abbildung 1 sind die Grundmodelle variabler Netzentgelte dargestellt, die die Bundesnetza-gentur im Zuge der Konsultation zur Festlegung von § 14a EnWG (Beispiel eines regulatorisch\r\nSeite 21 von 41\r\nabgesicherten Eingriffsrechtes des Netzbetreibers) eingeführt hat. Grundsätzlich sind zwi-schen den verschiedenen Grundmodellen verschiedene Abstufungen denkbar. Die Grundmo-delle sind aus Sicht des BDEW daher nicht als abschließende Liste zu verstehen.\r\nMaßgeblich ist auch die Differenz der flexibilisierten Netzentgelte (Preise), damit die Anreize, die gesetzt werden sollen, ausreichend für eine Änderung des Nutzungsverhalten der Verbrau-cher sind. Die komplexeste Umsetzungsoption stellen symmetrische Netzentgelte dar, bei de-nen die Netznutzung flexibel auf Basis der lokalen Netzbelastung bepreist werden würde. Bei diesem Ansatz wird antizyklisches Verhalten aus der Netzentgeltsystematik heraus angereizt. Es wird derjenige belohnt, der in dem für die Dimensionierung des Netzes maßgeblichen Zeit-punkten das Netz nicht belastet, sondern aktiv entlastet. Das zu entrichtende Netzentgeltins-gesamt sollte dabei keinen negativen Wert annehmen. Der Vergütung von netzdienlichen Fle-xibilitätsleistungen steht dies nicht im Wege.\r\nDie verschiedenen Netzentgeltkomponenten, Arbeitspreis, Leistungspreis, Kapazitätspreis und Grundpreis können unterschiedlich flexibilisiert werden. Denkbar wären zeitliche und/oder örtliche Flexibilisierungen der Netzentgelte ausgerichtet an den Bedürfnissen der jeweiligen Netzebenen. Die Flexibilisierungsmöglichkeiten der verschiedenen Netzentgeltkomponenten und deren Wirkweisen sind in der nachstehenden Tabelle aufgeführt.\r\nNetzentgelt-komponente Definition Flexibilisierungsmög-lichkeit Auswirkung / Anreizwirkung Grundpreis [€/a] Der Grundpreis ist das Entgelt erhoben als pauschaler Betrag auf die Nutzung des Net-zes. Örtliche und zeitliche Differenzierung theo-retisch möglich, aber nicht sinnvoll. Zeitliche Differenzierung ohne Anreiz-wirkung; örtliche Differenzierung schwer begründbar. Arbeitspreis [ct/kWh] Der Arbeitspreis ist das Entgelt erhoben auf die aus dem Netz ent-nommene oder ins Netz eingespeiste Strommenge. Örtliche Differenzie-rung möglich (aber nur zusammen mit zeitli-cher Differenzierung sinnvoll). Zeitliche Differenzie-rung in allen Ausfüh-rungen (statisch, varia-bel, dynamisch) mög-lich. Verschiedene Arbeitspreise für unter-schiedliche Zeitintervalle, d.h. Beprei-sung der (verbrauchten/eingespeisten) Menge sind eher dafür geeignet Last innerhalb eines Tages zu verschieben / anzureizen oder unterschiedliche Netz-belastungen in größeren Zeiträumen (Sommer/Winter) zu begegnen.\r\nSeite 22 von 41\r\nLeistungspreis [€/kW] Der Leistungspreis ist das Entgelt erhoben auf die maximale tat-sächlich beanspruchte Leistung innerhalb ei-nes bestimmten Zeit-raums (Jahres-, Mo-nats-, Tagesleistungs-preis, etc.). Örtliche Differenzie-rung möglich (aber nur zusammen mit zeitli-cher Differenzierung sinnvoll). Zeitliche Differenzie-rung für verschiedene Zeitintervalle möglich. Bepreisung der maximal genutzten Leistung innerhalb eines oder mehre-rer definierter Zeitintervalle ist dafür geeignet, Lastabsenkungen anzureizen oder (kurzfristige) Lastspitzen inner-halb eines Zeitintervalls zu glätten oder anzureizen (z.B. bei erhöhter EE -Ein-speisung). Es ist ein stärkerer kurzfristi-gerer Anreiz als beim flexiblen Arbeits-preis möglich. Kapazitätspreis [€/kW] Der Kapazitätspreis ist das Entgelt erhoben für eine ex-ante ver-traglich vereinbarte oder technisch verfüg-bare maximale Netzan-schlusskapazität in ei-nem vereinbarten Zeit-raum. Örtliche Differenzie-rung denkbar. Zeitliche Differenzie-rung für verschiedene Zeitintervalle z.B. durch Differenzierung nach fester und ein-schränkbarer Zusatzka-pazität möglich. Örtliche Differenzierung für Engpassre-gionen als (dauerhafter) Standortanreiz denkbar. Eine zeitliche Differenzierung ist über Einschränkung bei Kapazität (in einem definierten Zeitraum) möglich. Mögli-che Umsetzung: Abrechnung einer niedrigeren Kapazität oder Gutschrift für verringerte Kapazitätsnutzung oder reduzierte Netzentgelte bei „tolerier-ter“ Kapazitätsüberschreitung (außer-halb des definierten Zeitraums).\r\nBeim Anreizen von netzdienlichen Flexibilitäten durch variable Netzentgelte ergeben sich ei-nige Fragen und Herausforderungen:\r\n›\r\nAlle Abstufungen variabler Netzentgelte erfordern eine hohe technische Aufrüstung bei allen Beteiligten (Netzbetreibern, Lieferanten und Kunden), insbesondere bei nicht leis-tungsgemessenen Kunden. Diese technischen Voraussetzungen müssten zunächst ge-schaffen und im Zuge einer möglichen Dynamisierung weiterentwickelt werden. Dem-nach muss sich eine steigende Dynamisierung an der steigenden technischen Ausstat-tung orientieren. Kosten und Nutzen müssen dabei in einem angemessenen Verhältnis stehen.\r\n›\r\nVariable Netzentgelte bergen die Gefahr, dass die absoluten Netzkostenbeiträge für den Netzkunden nicht mehr nachvollziehbar sind und es für die Netzbetreiber zu\r\nSeite 23 von 41\r\nsignifikanten periodenübergreifenden Erlöswirkungen kommt. Beides, Verständlichkeit\r\nund eine jährliche Erlösstabilität, müssen jedoch sichergestellt werden.\r\n›\r\nPreissignale durch variable Netzentgelte können gegenläufig zu Preissignalen in ande-ren Netzebenen und zu Preissignalen in den Strommärkten sein. Diese verschiedenen Preissignale spiegeln die Knappheit auf den unterschiedlichen Strommärkten und Netz-ebenen wider. Es obliegt dann dem Netznutzer zu entscheiden, inwieweit und in wel-chem Umfang er den Preissignalen aus den unterschiedlichen Bereichen folgen möchte. Folge dieser Freiwilligkeit ist, dass in manchen Orten der Netzausbau die günstigere Maßnahme ist, damit das Flexibilitätspotential vollumfänglich für die bestehenden Strommärkte oder für die Systemdienstleistungen genutzt werden kann. In anderen Si-tuationen kann es dazu führen, dass das Netz nicht so stark ausgebaut werden muss, da dies volkswirtschaftlicher effizienter ist. Die netzdienliche Nutzung von Flexibilitäten kann in jedem Fall dazu führen, dass Kunden vorzeitig an das Netz angeschlossen wer-den können, ohne dass das Netz bereits entsprechend ausgebaut ist (vgl. § 14a EnWG und flexible Netzanschlussvereinbarungen).\r\n›\r\nMangels vorhandener Erfahrungen in Deutschland ist auch die konkrete Parametrie-rung des Preissignals komplex, insbesondere unter Beachtung der oben erwähnten al-lein bis zu sieben unterschiedlichen Preissignale aus den Netzebenen (da die Netzzu-stände in den verschiedenen Netzebenen zum selben Zeitpunkt unterschiedlich sein können), die in welcher Form auch immer aggregiert beim Niederspannungskunden an-kommen: zu hohe Preissignale können zu Überreaktionen führen, zu niedrige Preissig-nale setzen keine ausreichenden Anreize für netzdienliches Flexibilitätsverhalten. Da es sich bei Netzentgelten stets nur um einen Anreiz handelt, der ein freiwilliges Kunden-verhalten voraussetzt, ersetzen variable Netzentgelte nicht regulatorisch ermöglichte Eingriffsmöglichkeiten zur Sicherstellung der Netzstabilität, sondern vermeiden im Ide-alfall einen Eingriff oder reduzieren dessen Umfang. Preissignale aus den Strommärkten können sich auch nachteilig auf die Netzstabilität auswirken und Maßnahmen des Netz-betreibers auslösen. Netzbetreiber müssen daher auch bei variablen Netzentgelten stets dauerhaft und verlässlich im Engpassfall steuernd eingreifen können bzw. die Möglichkeit haben, verlässliche Flexibilitätsoptionen einzusetzen.\r\n›\r\nSicherzustellen ist, dass der volkswirtschaftliche Nutzen einer variablen Netzent-geltstruktur den flächendeckenden Umsetzungsaufwand bei allen Beteiligten (u.a. Lie-feranten, Aggregatoren, Messstellenbetreiber, Netzbetreiber, Letztverbraucher) über-steigt.\r\nSeite 24 von 41\r\n›\r\nDie Flexibilisierung von Netzentgelten könnte je nach Ausgestaltung zu signifikanten Verteilungseffekten zwischen den verschiedenen Netznutzern führen, die sich negativ auf die Akzeptanz auswirkend könnten.\r\n›\r\nKostenreflexivität im Hinblick auf die kurzfristigen Grenzkosten der Netznutzung ist ohne zeitliche Differenzierung nicht denkbar. Darüber hinaus muss eine sachgerechte Berücksichtigung der Kostenreflexivität auch eine örtliche Differenzierung der Netzent-gelte ermöglichen, weil insbesondere bei Flächennetzbetreibern die Auslastung des Netzes lokal unterschiedlich ist.\r\nEine Bewertung der verschiedenen Optionen zur Variabilisierung von Netzentgelten zeigt, dass je flexibler (und damit komplexer) die Ausgestaltung des variablen Netzentgeltes (sowohl ört-lich als auch zeitlich) ist, desto passgenauer der Anreiz, zu einem gewissen Zeitpunkt nicht vollständig genutzte vorgehaltene Netzkapazität zu nutzen und damit zu einer gleichmäßige-ren Auslastung der Netze beizutragen (Kostenreflexivität und Netzdienlichkeit). Voraussetzung für „strangscharfe“ Netzentgelte in „Echtzeit“ ist jedoch die erhebliche technische Fähigkeit bei allen Beteiligten (Netzbetreiber, Lieferanten, Netzkunden), die mehr als den Smart Meter Rollout bedeutet. Zudem setzt dies in der Praxis ein ausreichendes Verständnis und auch Mög-lichkeiten der Verhaltensänderungen der Netznutzer (d.h. der lokal aggregierten Laständerung bzw. -verschiebung) in Reaktion auf das Preissignal voraus. Eine starke Flexibilisierung wirkt sich hingegen negativ auf die Planbarkeit, Verständlichkeit und operative Umsetzbarkeit für alle Beteiligten (was wiederum auch eine Kostensteigerung zur Folge hat) aus. Bei jeglicher Flexibilisierung muss beachtet werden, dass die Signale für den Kunden verständlich und transparent genug sind, damit er darauf reagieren kann und möchte. Die Auswirkungen in der Verständlichkeit und operativen Umsetzbarkeit sind in den unterschiedlichen Spannungs-ebene und verschiedenen Kundengruppen verschieden stark ausgeprägt. Dies gilt es in einer weitergehenden Analyse zu betrachten, auch was die Umsetzbarkeit bei Kunden im produzie-renden Gewerbe (Industrie, Mittelstand) bedeutet.\r\nIn einer ersten Ausgestaltung der Flexibilisierung von Netzentgelten sollte vor dem Hinter-grund, dass Nutzen und Aufwand in einem angemessenen Verhältnis stehen sollten, aus Sicht des BDEW auf ein zu hohes Maß an Flexibilisierung verzichtet werden. Mit der Weiterentwick-lung und mit ersten Erfahrungen sollte über eine Erhöhung der Granularität und eine schritt-weise Anwendung der Flexibilisierung nach Kundengruppen bzw. Netzebenen entschieden werden, wenn sich dies als sinnvoll herausstellt, d.h. wenn evident wird, dass der Nutzen den Aufwand übersteigt, sprich die Transaktionskosten nachweislich durch einen positiven Effekt auf die Netzkosten überwogen werden. Zudem müssen bei den Überlegungen die vorhande-nen und absehbaren Fähigkeiten und technischen Rahmenbedingungen sowie eine ausrei-chende Vorlaufzeit zur Implementierung berücksichtigt werden. Pauschalierte Verfahren, wie\r\nSeite 25 von 41\r\nbspw. im Bereich Industrienetzentgelte, bei denen eine pauschale Reduzierung der Netzent-gelte vorgesehen ist, sollten als Alternative zu variablen Netzentgeltmodellen aber nicht aus-geschlossen werden, wenn entsprechende Gründe (z.B. netzdienliche Flexibilitätsbereitstel-lung, keine Fehlanreize fürs System) bestehen.\r\n4 Überlegungen zur Berücksichtigung von relevanten Netznutzergruppen in der Netzentgeltsystematik\r\n4.1 Erzeugungsanlagen\r\nIm aktuellen Netzentgeltsystem werden Netzentgelte nur für die Entnahme aber nicht für die Einspeisung in das Stromnetz erhoben. Wie sich jedoch zeigt, ist der Netzausbau in einspeise-dominierten Netzen ganz wesentlich auch vom Ausbau erneuerbarer Energien getrieben – die-ser Ausbau der dezentralen Einspeisung wiederum zahlt auf das politische und volkswirt-schaftliche Ziel einer klimaneutralen und kostengünstigen Energieversorgung mit erneuerba-ren Energien ein. Folgt man einzig dem Prinzip der Kostenreflexivität, erscheint eine Erhebung von Einspeiseentgelten zunächst angemessen. Mit einer Einführung von Einspeiseentgelten würden die Netzkosten von einer größeren Netznutzergruppe getragen, was zu einem gerin-geren Anstieg der spezifischen Netzentgelte für die bestehenden betroffenen Kundengruppen führen würde. Das Prinzip der Kostenreflexivität fügt sich jedoch in eine Reihe weiterer rele-vanter Kriterien ein, die für eine Bewertung heranzuziehen sind (siehe Ziffer 2).\r\nAus Sicht des BDEW sprechen demnach auch viele Gründe gegen die Einführung von Einspei-seentgelten:\r\n›\r\nVerursachungsgerecht ausgestaltete Einspeisenetzentgelte (wie auch Netzentgelte für den Verbrauch) würden die Komplexität maßgeblich erhöhen, mit bürokratischem Auf-wand einhergehen und nicht zuletzt auf Grund der sehr heterogenen Nutzerstruktur zu unwägbaren Abweichungen von der Marktneutralität führen.\r\n›\r\nDer BDEW weist darauf hin, dass Einspeiseentgelte den nationalen Großhandelspreis erhöhen würden und auch Auswirkungen innerhalb der EU auf den übernationalen Aus-tausch haben. Im Ergebnis erfolgt – rein national betrachtet – also lediglich eine Trans-formation der Kosten von Netzkosten zu Energiekosten bzw. einem Anstieg der EEG-Fördersumme. Somit würden diese Kosten dennoch, wenn auch ggf. in einer anderen Verteilung zwischen den Kundengruppen, in die Stromrechnung des Kunden mit einflie-ßen. Unterschiedliche Einspeiseentgelte für verschiedene Erzeuger könnten zudem den nationalen Dispatch und den europäischen Wettbewerb verzerren und zu einer Bevor-zugung bestimmter Technologien führen – etwa, wenn Einspeiser-Netzentgelte hypo-thetisch nur für neue Anlagen erhoben würden.\r\nSeite 26 von 41\r\n›\r\nEinspeiseentgelte könnten dazu führen, dass Projekte wegen steigender Kosten unter die Wirtschaftlichkeitsschwelle fallen, solange für diese Mehrkosten keine Absicherung, etwa durch Anpassung des Höchstwerts in den EEG-Ausschreibungen und gesetzlichen Marktwerten im selben Maße möglich wird. In Folge wäre das Erreichen der Ausbau-ziele für Erneuerbare Energien erschwert. Auch würde ein negativer Verteilungseffekt auftreten, wenn höhere Projektkosten durch eine Netzentgeltkomponente für die Ein-speisung die Zuschlagszahlungen in geförderten Ausschreibungen um diese Kosten er-höhen und somit letztlich durch erhöhten Förderbedarf über den Bundeshaushalt und damit den Steuerzahler finanziert werden würden. Gleichzeitig haben subventionsfreie inframarginale Produzenten (bspw. PPA-finanzierte Solar- und Windparks, Offshore Wind status quo) keine effektive Möglichkeit, die Kosten zu wälzen. Selbst wenn die Netzentgelte bei den marginalen Erzeugungskosten angerechnet und im Day-Ahead eingepreist werden, verringert sich lediglich die Marge pro verkaufter MWh, solange andere, teurere Kraftwerke preissetzend sind, die keine oder geringere Netzentgelte zahlen. Die reduzierte Profitabilität von Nicht-EEG-Projekten könnte dann den Ausbau dieser subventionsfreien Erzeugung hemmen und damit effektiv Subventionsbedarf er-höhen.\r\n›\r\nDie Belastung von Stromerzeugern mit Netzentgelten würde außerdem den von der Kraftwerksstrategie oder von einem Kapazitätsmechanismus abzudeckenden Finanzie-rungsbedarf erhöhen, da diese Zusatzbelastungen durch die Anbieter in die Gebots-preise übernommen werden würden.\r\n›\r\nZudem besteht ein Zielkonflikt. Auf der einen Seite steht der Bestandsschutz und das Ziel der Reform der Netzentgeltsystematik, Anreize für ein effizientes Stromsystem zu schaffen (Standortanreize können nur für neue Anlagen gesetzt werden), auf der ande-ren Seite die Anforderung eines Level Playing Field und des diskriminierungsfreien Netz-zugangs für alle im Markt befindlichen Anlagen. Eine Erhebung von Netzentgelten für bis dato nicht im Rahmen der Netzentgeltsystematik berücksichtigte Bestandsanlagen wäre ein massiver Eingriff in deren Wirtschaftlichkeit und würde den Vertrauensschutz sowie die Investitionssicherheit in Frage stellen. Unter ausschließlicher Fokussierung auf Neuanlagen hätten Bestandsanlagen jedoch einen erheblichen Vorteil am Markt. Die Lösung dieses Konfliktes stellt aus Sicht des BDEW eine der zentralen Herausforde-rungen bei der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik dar.\r\n›\r\nFerner dürften Einspeiseentgelte auch zwischen Netzbetreibern verrechnet werden, so dass sich Auswirkungen auf die Kostenwälzung zwischen Netzebenen ergeben. Darüber hinaus hat eine Erhebung von Einspeiseentgelten Auswirkungen auf den innereuropäi-schen Handel, die Wettbewerbsfähigkeit der heimischen Stromerzeugung würde\r\nSeite 27 von 41\r\nverschlechtert\r\n– mit der Folge weiter zunehmender Stromimporte. Einspeiseentgelte auf der ÜNB-Ebene sind auch europarechtlich in der Höhe begrenzt.\r\n›\r\nEinspeiseentgelte sind zusammenfassend mit grundlegenden, schwierigen Fragen ver-bunden, die Auswirkungen sind komplex. Es ist fraglich, ob Einspeiseentgelte eine sinn-volle geografische Lenkungswirkung von Investitionen in Erzeugungsanlagen herbeifüh-ren würden, da diese zum einen regulatorisch gesteuert sind und im Falle der erneuer-baren Stromerzeugung einer starken regionalen Ungleichverteilung und starken geogra-fischen Einschränkungen (förderfähige Flächenkulisse) unterliegen. Vor diesem Hinter-grund erscheint die Einführung in Bezug auf Zielgenauigkeit, Komplexität und Bürokra-tie schwierig.\r\n›\r\nOhne eine Flexibilisierung der Netzentgelte, hinsichtlich einer örtlichen und/oder zeitli-chen Komponente und ohne explizite Berücksichtigung der Netzdienlichkeit, können Entgelte für Stromeinspeisung keine kostendämpfende Wirkung entfalten. Eine solche Ausgestaltung würde die Komplexität jedoch maßgeblich erhöhen und zu zusätzlichen Abweichungen von der Marktneutralität führen.\r\n›\r\nPosition des BDEW ist, dass jegliche Überarbeitung und auch Anpassungen in der Netzentgeltsystematik zu einem systemdienlichen Nutzen beitragen und sich daher nicht negativ auf das energiewirtschaftliche Zieldreieck der sicheren, nachhaltigen und bezahlbaren Energieversorgung auswirken dürfen. Eine mögliche andere Netzentgelt-systematik darf demnach den Hochlauf energiewenderelevanter Technologien nicht hemmen und muss dabei auch auf die Effizienz des Gesamtsystems einzahlen. Eine Ein-führung von Einspeiseentgelten für Erzeuger ist daher nicht zielführend.\r\nEin einfacher zu handhabendes Instrument, das zu einer Kostenoptimierung beim erforderli-chen Netzausbau beitragen kann, wären räumlich differenzierte und einmalig zu erhebende Baukostenzuschüsse für eine Kostenbeteiligung der Einspeiser am Netzausbau. Die Erhebung von Baukostenzuschüssen ist bei Verbrauchsanlagen ab 30 kW Anschlussleistung ein bewähr-tes Instrument, die beantragte Netzanschlussleistung an den tatsächlichen Bedarf auszurich-ten und Anlagenbetreiber verursachungsgerecht an den steigenden Netzausbaukosten zu be-teiligen. Eine solche Einmalzahlung im Rahmen von Investitionsentscheidungen stellt für die Anlagenbetreiber eine bessere Kalkulationsgrundlage als schwankende Einspeisenetzentgelte dar und hat bei regionaler Differenzierung Anreizwirkung auf die Standortwahl. Sie hat aber keine oder nur eine indirekte Lenkungswirkung bezüglich der Fahrweise (so kann ein BKZ Überbauung volatiler EE-Erzeugung anregen und damit zu einer Veränderung bzw. Versteti-gung des Einspeiseprofils beitragen). Da ein BKZ nur für Neuanlagen oder Erweiterungen an-fallen würde, würde auch der potenzielle Konflikt um den Bestandsschutz im Rahmen einer Netzentgeltreform für Erzeuger vermieden. Der negative Verteilungseffekt und der Einfluss\r\nSeite 28 von 41\r\nauf das Gebotsverfahren von Förderprojekten können je nach Ausgestaltung jedoch bestehen bleiben. Inwiefern ein gut ausgestalteter BKZ darüber hinaus die richtigen Standortanreize (auch im Sinne einer besseren Synchronisierung von Wind- und PV-Kapazitäten) setzen kann, sollte genauer untersucht werden. Dabei muss berücksichtigt werden, dass die Standortwahl von Erzeugungsanlagen bereits durch mehrere Aspekte eingeschränkt ist (z.B. vorgegebene Flächenkulisse für Onshore-Wind und Freiflächen-PV). Daher wäre zum jetzigen Zeitpunkt auch das Instrument des räumlich unterschiedlichen BKZ für Einspeiser aus Sicht des BDEW einer konstruktiven und kritischen Diskussion zu unterwerfen.\r\nFür Investitionen in Erzeugungsanlagen (wie auch für andere Technologien) ist elementar, dass der regulatorische Rahmen mit ausreichendem Vorlauf bekannt ist. Mehrere Jahre vor Inbetriebnahme muss der Rahmen bekannt sein.\r\n4.2 Prosumer\r\nMit dem Ausbau der Erneuerbaren Energien und insbesondere auch dem Ausbau dezentraler Erzeugungsanlagen werden immer mehr Netznutzer zu Erzeugern (Producer) und Verbrau-chern (Consumer) in einem, sogenannten Prosumern. Dies betrifft alle Kundengruppen – Haushaltskunden bis zu Industriekunden. Die Eigenerzeugung erspart dem einzelnen Kunden Strombezugskosten, auf den Arbeitspreis bezogene Netzentgelte, Steuern und Umlagen. Zu-gleich ist die Erzeugung des eigenen Stroms aus Erneuerbaren Energien einer der Grundpfeiler für die Akzeptanz der Energiewende. Insbesondere Kunden in der Niederspannung ohne Leis-tungsmessung profitieren u.a. bei den Netzentgelten durch den geringeren Strombezug aus dem Netz und die damit einhergehende geringere Netznutzung von März bis Oktober. Diese Kunden zahlen nach aktueller Netzentgeltsystematik Netzentgelte in Form eines pauschalen Grundpreises in €/Jahr und eines Arbeitspreises für die aus dem Netz entnommenen Mengen in ct/kWh. Der Arbeitspreis hat dabei einen hohen Anteil (in Abhängigkeit des Netzgebietes) von ca. 55-90% an der Netzentgeltbelastung von SLP-Kunden. Dies führt dazu, dass nicht-leis-tungsgemessene Kunden mit einem hohen Eigenerzeugungsanteil (z.B. durch PV-Anlagen) we-niger Netzentgelte zahlen als Kunden mit einem vergleichbaren Stromverbrauch, die diesen komplett aus dem Netz beziehen, obwohl beide das Netz in Bezug auf die beanspruchte Netz-kapazität gleichartig bzw. gleichermaßen brauchen und in Anspruch nehmen.\r\nProsumer investieren hohe Summen in den Ausbau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten, ge-rade auch in ansonsten EE-armen städtischen Regionen, sowie in Sektorkopplung, Wärme-pumpen und Elektroladepunkte. Eine Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik darf Pro-suming nicht über ein kostenreflexives Niveau hinaus belasten oder Prosuming-Modelle grundsätzlich unmöglich machen. Vielmehr muss die Netzentgeltsystematik die netzdienlichen Potenziale von Prosumern realisieren und anreizen.\r\nSeite 29 von 41\r\nFür Kunden mit Leistungsmessung (RLM), die eigenerzeugten Strom verbrauchen, ist das Bild ähnlich, aber durch die Erhebung eines Leistungspreises bei geringerem Arbeitspreisanteil nicht ganz so stark ausgeprägt. Da sich die aktuelle Netzentgeltsystematik und mögliche Ände-rungen, die eine Kostenreflexivität besser widerspiegeln, besonders auf Prosumer ohne Leis-tungsmessung auswirkt, soll dies im Folgenden analysiert werden.\r\nMit der Systematik eines pauschalen Grundpreises und eines Arbeitspreises ist die Netzent-geltbelastung eines einzelnen SLP-Kunden im Wesentlichen abhängig von der aus dem Netz entnommenen Arbeit. Die Kosten der Netznutzung sind jedoch nicht von der entnommenen Menge, sondern weitestgehend von der vorgehaltenen Kapazität, d.h. der erwarteten maxi-mal bezogenen Leistung abhängig. Das bedeutet, dass die Prosumer zwar weniger Strommen-gen aus dem Netz entnehmen, aber mindestens genauso viel Leistung bzw. Kapazität in An-spruch nehmen und deshalb das Netz in Zeiten sowieso hoher Netzbelastung ebenso stark „nutzen“ wie Kunden ohne Eigenerzeugung.\r\nZugleich reizt die heutige Netzentgeltsystematik die beiden Netzkosten-senkenden Flexibili-tätsoptionen eines Prosumers nicht an. Mit entsprechenden Anreizen und der erforderlichen technischen Ausstattung können:\r\n›\r\nProsumer mit Speicher sich im Zeitpunkt der erwarteten Jahreshöchstlast aus ihren Speichern versorgen, anstatt das Netz zu nutzen oder sogar zur Entlastung in dieses ein-speisen.\r\n›\r\nProsumer mit Speicher die Erzeugung zur Mittagszeit einspeichern und so den Einspei-ser-getriebenen Netzausbaubedarf senken.\r\nBei einer Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik hin zu einer stärkeren Kapazitätsbe-preisung könnte man mit entsprechenden Anreizen durch die Netzentgeltsystematik das netz-dienliche Potential von Prosumern ausschöpfen. Gleichzeitig sollte jedoch nicht aus dem Blick verloren werden, dass es in Zeiten von Erzeugungsüberschuss möglich sein sollte, mit hoher Leistung Strom aus dem Netz zu beziehen. Dadurch muss eine angemessene Balance zwischen System- und Netzdienlichkeit hergestellt werden. Auch dieser Aspekt sollte bei einer Weiter-entwicklung der Netzentgeltsystematik beachtet werden.\r\nDie Auswirkungen einer Änderung der Netzentgeltsystematik hin zu einer stärkeren Beprei-sung der in Anspruch genommenen Kapazität oder Leistung ist für Prosumer unterschiedlich. Eine Unterscheidung in der Analyse zwischen Einfamilienhäusern (EFH) mit Eigenerzeugung, aber ohne steuerbare Verbrauchseinrichtungen, Einfamilienhäusern mit Eigenerzeugung mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und gemeinschaftlichen Eigenversorgungen wie Quar-tierslösungen ist dabei sinnvoll. Bei der Analyse wird davon ausgegangen, dass die\r\nSeite 30 von 41\r\nNetzentgelte weiterhin nur für den Bezug aus dem Stromnetz, jedoch nicht für die Einspeisung erhoben werden.\r\nEinfamilienhaus-Prosumer ohne steuerbare Verbrauchseinrichtungen\r\nDie aktuelle Netzentgeltsystematik reizt Prosumer dazu an, möglichst wenig Strom aus dem Stromnetz zu beziehen. Die Erhebung eines Kapazitätspreises, auch als gestaffelter Grundpreis in Abhängigkeit der Kapazität oder der Leistung denkbar, und eine „Schwächung“ des Arbeits-preises führen bei Prosumern ohne steuerbare Verbrauchseinrichtung potenziell dazu, dass die jährlichen Kosten für die Netznutzung steigen und somit zu einer stärkeren und kostenre-flexiveren Beteiligung an den Netzkosten führen. Prosumer ohne steuerbare Verbrauchsein-richtungen haben nur in sehr geringem Maß die Möglichkeit das Verbrauchsverhalten so anzu-passen, dass sie sich bzgl. der Netzentgeltbelastung optimieren können.\r\nEine solche höhere Belastung ohne die Möglichkeit der Selbstoptimierung kann dazu führen, dass diese Kunden noch stärkere Anreize als Kunden mit steuerbaren Verbrauchseinrichtun-gen haben, sich neben der Eigenerzeugungsanlage z.B. einen Speicher für die Steigerung des unterhalb des Netzanschlusses verbrauchten Stroms sowie ein Home Energy Management System zu installieren. Mit einer solchen Aufrüstung hat der Kunde dann die Möglichkeit sich bzgl. der Netzentgeltbelastung - aber auch des Strombezugs insgesamt - zu optimieren und ggf. das Netz zu entlasten, weil er damit weniger Kapazität oder Leistung aus dem Netz benö-tigt. Diese Kunden würden somit zu Prosumern mit steuerbaren Verbrauchseinrichtung wer-den.\r\nEinfamilienhaus-Prosumer mit steuerbarer Verbrauchseinrichtung\r\nFür EFH-Prosumer mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen würde eine Anpassung der Netzentgeltsystematik durch die Erhebung eines Kapazitätspreis initial auch zu höheren Netzentgeltzahlungen und somit zu einer stärkeren und kostenreflexiveren Beteiligung an den Netzkosten führen. Entgegen der EFH-Prosumer ohne steuerbare Verbrauchseinrichtungen können die EFH-Prosumer mit steuerbaren Verbrauchseinrichtungen ihren Netzanschluss ggf. so optimieren, dass sie eine kleinere Kapazität vereinbaren. Somit besteht der Anreiz für diese Kunden die initiale Steigerung der Kostenbeteiligung zu reduzieren, indem sie gleichzeitig auch das Netz weniger stark nutzen.\r\nVerstärkt würde dieser Effekt, wenn zusätzlich noch eine wie auch immer ausgeprägte mögli-che Flexibilitätskomponente bei den Netzentgelten eingeführt wird. Durch die flexiblen Ver-brauchseinrichtungen können diese Netzkunden ihre Lasten zeitlich verschieben und sich da-mit auch netzdienlich verhalten. Prosumer könnten etwa durch die Nutzung von flexiblen\r\nSeite 31 von 41\r\nZusatzkapazitätäten zu reduzierten (ggfs. zeitlich variablen) Netzentgelten ihre gebuchte feste Kapazität immer dann überschreiten, wenn das Netz noch ungenutzte Kapazitäten hat.\r\nGemeinschaftliche Eigenversorgung\r\nDie Auswirkungen einer angepassten Netzentgeltsystematik auf Kunden mit gemeinschaftli-cher Eigenversorgung sind ähnlich ausgeprägt wie bei EFH-Prosumern mit steuerbaren Ver-brauchseinrichtungen. Durch die Einführung eines Kapazitätspreises würden Anreize zur Ei-genoptimierung sowie durch ggf. Aufrüstung durch die Einbindung eines Speichers gesetzt werden. Ergänzend könnte die Möglichkeit einer „Bündelung“ mehrerer Kunden zur Vergröße-rung des Flexibilisierungspotential und des Optimierungspotentials bestehen.\r\nWegen komplexer Eigentümerstrukturen ist oftmals eine Implementierung steuerbarer Ver-brauchseinrichtungen bei der gemeinschaftlichen Eigenversorgung jedoch erschwert möglich. Anreize zur Eigenoptimierung sowie zum netzdienlichen Verhalten sind daher bei einem Teil dieser Kunden nur eingeschränkt nutzbar.\r\n4.3 Elektrolyseure\r\nElektrolyseure sind heute nach § 118 Abs. 6 EnWG unter bestimmten Voraussetzungen für 20 Jahre pauschal – d.h., unabhängig von ihrer Netznutzung – von der Entrichtung von Netzent-gelten auf den bezogenen Strom befreit. Vor dem Hintergrund der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik ab dem Jahr 2029 ist zu analysieren, ob und inwiefern eine Beteiligung von neuen Elektrolyseuren an den Netzkosten sachgerecht ist bzw. Privilegierungen und Ent-lastungen fortgeführt werden sollen. Relevante Aspekte bei der Bewertung sind neben der verursachungsgerechten Beteiligung an den Netzkosten und den unter Ziffer 2 aufgeführten Bewertungskriterien auch die Potenziale zur Vermeidung oder dem Beitrag zur Verringerung von Netzkosten, wobei hierbei insbesondere der Standort und die Fahrweise der Anlage rele-vant sind: Ein Elektrolyseur (wie auch jeder andere flexible Verbraucher), der so verortet ist und so betrieben wird, dass er das Netz entlastet und Stromengpässe vermindert- oder ver-hindert, sollte auch bei einer Errichtung nach 2029 in Zukunft von Netzentgeltreduzierungen profitieren. Ohne eine netzdienliche Ausrichtung und auf ÜNB-Ebene auch systemdienliche Ausrichtung können Elektrolyseure, wie alle Strombezugskunden, hingegen auch Kosten für Netzausbau und Engpassmanagement verursachen. In diesem Falle ist eine verursachungsge-rechte Beteiligung an den Netzkosten über eine Entgeltkomponente und/oder einen Baukos-tenzuschuss sachgerecht. Ein solcher Ansatz trägt den Kriterien der Kostenreflexivität und der Netzdienlichkeit Rechnung.\r\nIn der Abwägung der beiden Hebel Standort und Fahrweise ist nach Einschätzung des BDEW der Hebel Verortung entscheidender, die Fahrweise aber nicht irrelevant. So kann zum\r\nSeite 32 von 41\r\nBeispiel ein Elektrolyseur an einem netzbelastenden Standort durch eine netzdienliche Fahr-weise trotzdem zur Vermeidung von Netzengpässen beitragen. Eine sachgerechte Netzent-geltbelastung der Fahrweise ist dabei deutlich komplexer und kann sich nach der jeweiligen Netzzustandssituation im Zeitverlauf verändern bzw. umkehren – dies ist mit Blick auf die Kri-terien der operativen Umsetzbarkeit und der Verständlichkeit relevant. Eine kurzfristige ex-ante-Betrachtung und Marktkommunikation müsste dem vorangestellt werden.\r\nIm Sinne der Bewertungskriterien der Marktneutralität, Verständlichkeit und operativen Um-setzbarkeit sollte eine Netzentgeltsystematik möglichst einheitlich und diskriminierungsfrei ausgestaltet werden und gleiche Rahmenbedingungen für alle Netznutzer bieten. Elektroly-seure spielen eine besondere Rolle für den EE-Ausbau, da sie maßgeblich EE-Strom beziehen, diesen speicherbar und für andere Anwendungsfälle nutzbar machen und so die Marktintegra-tion von Erneuerbaren Energien unterstützen. Bis 2030 sieht die Nationale Wasserstoffstrate-gie einen Bedarf von insgesamt 10 GW Elektrolyseleistung, wobei heute nur begrenzte Kapazi-täten bestehen. Zudem macht das Europarecht bereits Vorgaben (u.a. zur Fahrweise des Elektrolyseurs) darüber, wann Wasserstoff als „grün“ gilt. Eine zu hohe Beteiligung an den Netzkosten über das kostenreflexive Maß hinaus würde den weiteren Hochlauf bremsen.\r\nDa Elektrolyseure einerseits Strom beziehen und andererseits Wasserstoff erzeugen, spielen sie sowohl stromseitig als auch wasserstoffseitig eine Rolle. Die Stromnetzentgeltsystematik allein kann nicht die komplexen Wechselwirkungen abbilden, die sich aus dieser Konstellation ergeben. Wohl aber müssen diese im Sinne einer Gesamteffizienzbetrachtung mitgedacht werden. Dies sollte deswegen auch weiterhin im Rahmen der Systementwicklungsstrategie vorangetrieben werden. Niemandem ist geholfen, wenn ein Elektrolyseur z.B. durch seine Ver-ortung Ausbaubedarfe im Stromnetz einspart, dieser Nutzen aber gleichen oder höheren Aus-baukosten auf Seiten des Wasserstoffnetzes gegenübersteht. Gleiches gilt in umgekehrter Konstellation.\r\nVor dem Hintergrund dieser widersprüchlichen Ziele und Richtungen ist eine Berücksichtigung von Elektrolyseuren in der Netzkostentragung und Netzentgeltsystematik auf Basis der folgen-den Eckpunkte grundsätzlich denkbar:\r\n›\r\nUm die Wirkung eines Elektrolyseurstandorts auf den Netzausbau angemessen zu be-rücksichtigen und verursachte Netzkosten bei der Standortentscheidung transparent zu machen, sind standortspezifische Baukostenzuschüsse (BKZ) für Elektrolyseure eine mögliche Option auch auf Verteilnetzebene. Diese sind beispielsweise auf ÜNB-Ebene bereits seit 2025 eingeführt. Für einen Elektrolyseur, der netzdienlich verortet ist, könnte ein geringerer BKZ anfallen, analog zur ÜNB-Regelung. Um auch im Verteilnetz eine netzentlastende Anreizwirkung zu erzielen, sollten die BKZ auch innerhalb des glei-chen Verteilnetzgebiets im Sinne der Einfachheit pauschal zwischen Einspeise- und\r\nSeite 33 von 41\r\nLastnetzregionen mit niedrigeren bzw. höheren BKZ kostenseitig differenziert werden\r\nkönnen. In dieser Kostenbeteiligung sollte auch die Besonderheit bei einem Anschluss am Verteilnetz (bei dem Effekte auf die Kosten vorgelagerter Netzebenen möglich sind) transparent werden.\r\n›\r\nDie Standortfrage ist im Vergleich zur Frage der Fahrweise des Elektrolyseurs aus Sicht des BDEW von größerer Bedeutung.4 Vor diesem Hintergrund ist auch die standortbe-zogene Lenkungswirkung eines BKZ wichtiger als die fahrweisebezogene Lenkungswir-kung eines Netzentgelts, wobei die Fahrweise jedoch keineswegs irrelevant ist.\r\n›\r\nEin Baukostenzuschuss kann einen wichtigen Beitrag zu einer netzdienlichen Standort-steuerung leisten. Nach Einschätzung der Branche ist jedoch fraglich, ob ein Baukosten-zuschuss, selbst in Verbindung mit anderen bestehenden Steuerungsanreizen ausrei-chende Anreize für eine tatsächlich netzdienliche Verortung (gerade auf den hohen Spannungsebenen) setzen kann. Daher kann über eine Standortsteuerung auch über das Netzentgelt als zusätzliches Mittel nachgedacht werden. Hiermit sind neben einer stärkeren Standortsteuerung aber auch Schwierigkeiten in Sachen Umsetzung, Differen-zierung, Einheitlichkeit der Gesamtsystematik und Wirkungsweise verbunden. Daher sollten Anreize für die netzdienliche Verortung von Elektrolyseuren auch jenseits der Netzentgeltsystematik und über die Bundesnetzagentur hinaus geprüft werden.\r\n›\r\nSofern die Bundesnetzagentur ebenfalls anstrebt, Elektrolyseure auch über ein Netzent-gelt an der Netzkostentragung zu beteiligen, sind in der Ausgestaltung die folgenden Punkte relevant: Im Sinne der operativen Umsetzbarkeit müsste das Entgelt in Umset-zung und Nachweisen sehr einfach ausgestaltet sein. Eine zusätzliche Zertifizierung et-waiger Befreiungstatbestände sollte vermieden werden. Eine netzdienliche Fahrweise sollte zudem eine Reduzierung bis hin zum gänzlichen Wegfall der Entgeltbelastung bei besonders netzentlastender Wirkung im entsprechenden Zeitraum zur Folge haben. Hierbei muss sowohl im Sinne des Elektrolyseurs als auch des Netzbetreibers möglichst\r\n4 Dies wird auch in verschiedenen Studien und Systemanalysen bestätigt, etwa in der vom Bundesministerium für Wirtschaft und Klima in Auftrag gegeben Studie: Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff: „Hinsicht-lich der Einsatzstrategie der Elektrolyseure zeigen die in diesem Vorhaben durchgeführten quantitativen Analy-sen, dass die Einsatzstrategien im engeren Sinne (d. h. bei gegebener Jahresproduktionsmenge) nur einen gerin-gen Einfluss auf die systemischen Wirkungen haben, […] Deutlich entscheidender ist die Standortwahl. Sie beein-flusst auch in dem hier betrachteten Zeitbereich bereits die Wirkungen der Elektrolyseure auf das deutsche Stromnetz.“\r\nSeite 34 von 41\r\nnach einheitlichen Kriterien, einfach und pauschal definiert werden, wie das Kriterium\r\nder netzdienlichen Fahrweise zu erfüllen ist. Zuletzt darf ein Entgelt stets nur eine Fahr-weise anreizen, nicht jedoch eine Fahrweise vorgeben. Die Betriebsentscheidung muss stets beim Elektrolyseurbetreiber liegen. Eingriffe in den Betrieb des Elektrolyseurs aus Gründen der System- oder Netzsicherheit sind außerhalb der Netzentgeltsystematik zu regeln bzw. geregelt. Freiwillige Vereinbarungen zwischen Elektrolyseurbetreiber und Netzbetreiber für eine Einschränkung der Fahrweise bei entsprechenden Gegenleistun-gen sind darüber hinaus möglich. Eine Netzentgeltbelastung sollte sich auch sinnvoll ins bestehende Regelungssystem einfügen (u.a. Kriterien des delegierten Rechtsakts für RFNBOs, siehe oben).\r\n›\r\nBestandsschutz ist die Basis unseres Rechtssystems. Bei der Einführung einer möglichen neuen Netzentgeltsystematik muss in jedem Fall Bestandsschutz für Anlagen gelten, die bereits heute von einer Netzentgeltbefreiung profitieren. Anlagen, die noch während der Geltungsdauer des bestehenden § 118 Abs. 6 EnWG in Betrieb genommen werden, müssen für mindestens 20 Jahre von der Entrichtung von Netzentgelten ausgenommen sein. Dazu sollten Regelungen für Elektrolyseure nicht unmittelbar ab 2029 vollumfäng-lich greifen, sondern einen sukzessiven, einfach ausgestalteten Übergangspfad hin zum Zielsystem abbilden, ohne dabei die Anreizwirkung der Systematik zu untergraben.\r\n›\r\nDer Mechanismus zur Refinanzierung der entgangenen Erlöse für Elektrolyseure ist bei ÜNB und VNB unterschiedlich geregelt. Die beim ÜNB entgangenen Erlöse werden in-nerhalb der Netzentgeltkalkulation als zusätzliche Kostenposition aufgeschlagen. Die Privilegierung wirkt beim ÜNB somit erhöhend auf die Netzentgelte. Bei den VNB er-folgt die Refinanzierung entgangener Erlöse nicht über die Netzentgelte, sondern über den Aufschlag für besondere Netznutzung. Die Privilegierung wirkt beim VNB somit nicht erhöhend auf die Netzkosten, sondern erhöhend auf den Aufschlag. Bei einer Überarbeitung sind die beiden unterschiedlichen Regelungen zu vereinheitlichen und mögliche entgangene Erlöse beim ÜNB (gerade solche, die sich aus den Bestandsprivile-gierungen ergeben und nicht netzdienlichen Gegenleistungen gegenüberstehen) auch über die Umlage zu refinanzieren. Über die Überlegungen zur Netzentgeltsystematik hinaus kann es daher auch ein denkbarer Weg sein, die Netzkosten von Elektrolyseuren über ein Umlagesystem auf alle Netznutzer zu verteilen.\r\n4.4 Speicher\r\nSpeicher sind nach § 118 Abs. 6 EnWG und entsprechend den Voraussetzungen dieser Rechts-norm temporär für 20 Jahre von der Entrichtung von Netzentgelten auf den bezogenen Strom befreit. Vor dem Hintergrund der Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik ab dem Jahr\r\nSeite 35 von 41\r\n2029 ist zu analysieren, inwiefern Ausnahmeregelungen und Entlastungen fortgeführt werden sollen. Eine Doppelbelastung des Stroms mit Netzentgelten bei Einspeicherung und beim Letztverbrauch muss dabei vermieden werden. Wie bei Elektrolyseuren gilt: Ein Speicher, der so verortet ist und so betrieben wird, dass er keinen zusätzlichen Netzausbaubedarf verur-sacht, das Netz entlastet und Stromengpässe verhindert, oder wie bereits in Teilen im § 118 Abs. 6 EnWG angelegt besondere netzdienliche Eigenschaften nachweist, sollte auch in Zu-kunft von Netzentgelten befreit oder anteilig entlastet werden. Der BDEW hat sich positio-niert, dass es einer Entfristung und technologieneutralen Ausgestaltung des § 118 Abs. 6 EnWG bzw. der Folgeregelungen durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) bedarf, um für Strom-speicher im Bestand, für begonnene und auch für künftige Stromspeicherprojekte langfristig einen wirtschaftlichen Rahmen zu gewährleisten. Ohne eine teilweise netzdienliche Fahrweise könnten Speicher ggf. zusätzliche Kosten für Netzausbau und Engpassmanagement verursa-chen. In diesem Falle wäre auch eine verursachungsgerechte Beteiligung an den Netzkosten im Sinne der Kostenreflexivität über eine Entgeltkomponente und/oder ein Standortanreiz über Baukostenzuschüsse (BKZ) sachgerecht. Dabei dürfen laut EU-Recht die Netzentgelte die Speicherung von Energie im Sinne der Marktneutralität weder bevorteilen noch benachteili-gen.5\r\nInsbesondere in Sachen Standortwahl bestehen bei Speichern Einschränkungen: Pumpspei-cherkraftwerke und Kunden mit Heimspeichern beispielsweise können ihren Standort nicht frei wählen, sondern sind an natürliche Gegebenheiten bzw. ihren Wohnsitz gebunden. Eine Standortsteuerung über die Netzkostenbeteiligung würde bei solchen Anlagen also ins Leere laufen und keine Netzdienlichkeit anreizen (z.B. auch wenn es um die Erweiterung bestehen-der Anlagen geht). Darüber hinaus unterliegen Speichertechnologien (wie auch Verbrauchs- und Erzeugungsanlagen) in ihrer Standortwahl weiteren Restriktionen u.a. durch die Verfüg-barkeit von Flächen und Grundstücken, hätten aber ggf. gegenüber anderen Technologien Freiheitsgrade für eine effiziente Standortallokation: Die Möglichkeit einer Errichtung im Au-ßenbereich kann im Einzelfall gegeben sein, wenn die Voraussetzungen des § 35 Abs. 1 Nr. 3 BauGB von der zuständigen Baugenehmigungsbehörde (insbesondere Ortsgebundenheit und „Dienen“ im Hinblick auf die „öffentliche Versorgung mit Elektrizität“) bejaht werden. In die-sem Fall müssen anders als bei einigen Erzeugungstechnologien Flächen für die Errichtung von Speichern nicht explizit ausgewiesen werden.\r\n5 Siehe: VERORDNUNG (EU) 2019/943 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (Neufassung)\r\nSeite 36 von 41\r\nIm Stromversorgungssystem können Stromspeicher aller Größenordnungen zu einem stabilen und sicheren Betrieb beitragen, sie können z. B. unabhängig von steuerbaren Kraftwerken Sys-temdienstleistungen wie Regelenergie, Spannungshaltung, Blindleistungskompensation oder Schwarzstartfähigkeit bereitstellen. Mit Fortschreiten der Energiewende wird die Rolle von Stromspeichern somit immer wichtiger, da sie zum zeitlichen Ausgleich von Angebot und Nachfrage beitragen.\r\nDabei ist auch zu beachten: Der aktuelle Netzentwicklungsplan Strom basiert bereits auf exis-tierenden Ausbauszenarien von Stromspeichern in einer gewissen Höhe, auf die das Netzaus-bauniveau abgestimmt ist. Sollte der Speicherausbau (z.B. durch eine Belastung durch Netz-entgelte) nicht planmäßig erfolgen, kann dies im Umkehrschluss zu veränderten Netzausbau-bedarfen und Folgeeffekten führen.\r\nBatteriespeicher können grundsätzlich nach verschiedenen Logiken betrieben werden und sich in ihrer Fahrweise an verschiedenen Signalen ausrichten: Großspeicher werden heute oft-mals markt- und systemdienlich, das heißt u.a. zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen betrieben (siehe Definitionen der System-, Markt- und Netzdienlichkeit in Ziffer 2). In Bezug auf die Netzentgelte sind gerade bei Speichern verschiedene Punkte zu beachten: Insbeson-dere wirken die verschiedenen Verhaltensweisen – markt-, netz- und systemdienlich – nicht zwingend gleichlaufend. Systemdienliches Verhalten kann beispielsweise gleichzeitig netzdien-lich oder gerade nicht netzdienlich sein. Die Netzentgeltsystematik soll dabei Netzdienlichkeit honorieren, gleichzeitig aber auch die Möglichkeit zur Erbringung von Systemdienstleistungen und der Teilnahme am Strommarkt nicht einschränken. Zudem teilen sich Kosten und Nutzen von Speichern oftmals in ungleicher Weise auf die Übertragungs- und Verteilnetzebene auf. Ein ans Verteilnetz angeschlossener Speicher, der Regelenergie anbietet, verhält sich z.B. sys-temdienlich und hilft dadurch primär dem Übertragungsnetzbetreiber bei der Sicherstellung der Systemstabilität. Die Kosten, die der Speicher in Sachen Verortung (notwendiger Netzaus-bau) und Fahrweise (notwendiger Redispatch) im Anschlussnetz auslöst, verbleiben hingegen beim Anschlussverteilnetzbetreiber.\r\nVor dem Hintergrund dieser widerstrebenden Ziele und Richtungen wären bei einer möglichen Berücksichtigung von Speichern in der Netzentgeltsystematik folgende Punkte besonders rele-vant:\r\n›\r\nUnabhängig davon, ob und wie Speicher an der Netzkostentragung beteiligt werden, ist eine einheitliche Systematik erforderlich: Das bedeutet, dass alle Speicherkonstellatio-nen (co-located/nicht co-located, before the meter/behind the meter, etc.) von einer einheitlichen Systematik erfasst werden müssen, die nicht letztendlich die Speicher-konstellation, sondern die daraus resultierende Belastung oder Entlastung des Strom-netzes bewertend heranzieht und so die Marktneutralität gewährleistet. Das bedeutet\r\nSeite 37 von 41\r\ndaher nicht, dass sich für alle Speicher am Ende die gleichen Preise und Kostenstruktu-\r\nren ergeben. Die Systematik sollte nicht zwischen Speicherkonstellationen oder Mess-konzepten unterscheiden, aber zu verursachungsgerechten Kosteneffekten kommen, indem sie die Wirkung auf das Netz berücksichtigt. So entsteht ein marktneutrales Level Playing Field für die verschiedenen Technologien und Konstellationen.\r\n›\r\nUm die Wirkung eines Speicherstandorts auf den Netzausbau angemessen zu berück-sichtigen und verursachte Netzkosten bei der Standortentscheidung transparent zu ma-chen, müssen die Baukostenzuschüsse (BKZ) für Speicher auf Verteilnetzebene in An-lehnung der aktuellen Regelungen auf Übertragungsnetzebene differenziert ausgestal-tet werden können und entsprechend weiterentwickelt werden (sinnvoll ist auch eine Differenzierung nach Spannungsebene).\r\no\r\nUm im Verteilnetz eine netzentlastende Anreizwirkung zu erzielen, sollten die BKZ auch innerhalb des gleichen Verteilnetzgebiets stufenweise nach Netzwir-kung differenziert werden können (wie auf der ÜNB-Ebene). In dieser Kosten-beteiligung sollte auch die Besonderheit bei einem Anschluss am Verteilnetz (bei dem Effekte auf die Kosten vorgelagerter Netzebenen möglich sind) trans-parent werden.\r\no\r\nSpeicher dürfen gegenüber anderen Einspeisern wie z.B. Erzeugern weder be-nachteiligt noch bevorzugt werden. Eine Doppelbelastung von bezugsseitigen BKZ und möglichen einspeiseseitigen BKZ ist nicht zulässig und muss daher aus-geschlossen sein. Speicher dürfen für einen Netzanschluss nicht doppelt belas-tet werden. Dies muss auch für andere Netzkunden ausgeschlossen werden, die ihren Netzanschluss sowohl für Bezug als auch für Einspeisung nutzen, z.B. Industriebetriebe mit einer eigenen Erzeugungsanlage.\r\n›\r\nSpeicher, die in flexiblen Netzanschlussvereinbarungen (temporäre) Restriktionen in Einspeise- oder Bezugsleistung in Kauf nehmen (z.B. kein Bezug während Hochlastzeit-fenstern oder keine Entladung während Erzeugungsspitzen), könnten einen entspre-chend reduzierten BKZ zahlen.\r\no\r\nBKZ haben auf Pumpspeicher und Heimspeicher keine Lenkungswirkung auf die Standortwahl, das gilt insbesondere für die Erweiterung und Modernisierung von Bestandsanlagen. Hier würde der Steuerungseffekt eines BKZ ins Leere lau-fen und lediglich dem Aspekt der Kostenreflexivität gerecht werden.\r\n›\r\nSofern die Bundesnetzagentur ebenfalls anstrebt, Speicher auch über ein Netzentgelt an der Netzkostentragung zu beteiligen, sind in der Ausgestaltung die folgenden Punkte relevant:\r\nSeite 38 von 41\r\no\r\nZunächst müsste das Entgelt in Umsetzung und Nachweisen sehr einfach ausge-staltet sein, um die Verständlichkeit und operative Umsetzbarkeit zu gewähr-leisten.\r\no\r\nEine netzdienliche Fahrweise in einem Betrachtungszeitraum (definiert als die Erfüllung festzulegender Netzdienlichkeitskriterien) sollte eine signifikante und nach Netzentlastung gestaffelte Reduktion der Entgeltbelastung für den jeweili-gen Betrachtungszeitraum, in Einzelfällen bei besonders signifikanter Netzent-lastung und nachweislicher Kosteneinsparung beim Netzbetrieb auch den gänz-lichen Wegfall für den jeweiligen Betrachtungszeitraum, zur Folge haben. Ge-prüft werden könnte auch, ob der Abschluss einer flexiblen Netzanschlussver-einbarung zu einer Netzentgeltreduzierung führen könnte.\r\no\r\nZuletzt darf ein Entgelt stets nur eine Fahrweise anreizen, nicht jedoch eine Fahrweise vorgeben. Die Betriebsentscheidung muss stets beim Speicherbetrei-ber liegen. Sollte aus Gründen der System- oder Netzsicherheit in den Betrieb des Speichers eingegriffen werden müssen, ist dies jenseits der Netzentgeltsys-tematik zu regeln (und auch bereits geregelt).\r\no\r\nIm Sinne einer effizienten und planbaren Fahrweise sollten Anreize (z.B. Last-zeitfenster) in Höhe und Umfang möglichst lange im Voraus bekannt sein (wirt-schaftliche Planbarkeit) und praktisch umsetzbar sein (operative Umsetzbar-keit). Gleichzeitig könnte bei einer Dynamisierung möglicher Netzentgeltkom-ponenten die Netzdienlichkeit von Speichern weiter erhöht werden. Hier be-steht jedoch ein offenkundiges Spannungsfeld zwischen Netzdienlichkeit einer-seits und Planbarkeit sowie operativer Umsetzbarkeit andererseits.\r\no\r\nSpeicher sollten möglichst immer arbeiten können, um ihr Flexibilitätspotenzial maximal zu nutzen. Einschränkungen sollten sich nur durch drohende Engpässe und Netzausbaubedarfe ergeben. Das bedeutet auch, dass eine Kostenbeteili-gung von Speichern über Arbeitspreise nicht sachgerecht ist, da sie erhebliche Betriebseinschränkungen für Speicher mit sich bringen und die Bereitstellung von Flexibilität für das Gesamtsystem unterbindet (also die Marktneutralität einschränkt). In einer neuen Netzentgeltstruktur müsste diese Besonderheit be-rücksichtigt werden (z.B. in Form einer entnahmeunabhängigen Komponente wie Kapazitäts- oder Grundpreis), wenn nicht erhebliche Einschränkungen z.B. bei der Marktintegration von erneuerbarem Strom oder der Bereitstellung von Systemdienstleistungen in Kauf genommen werden sollen.\r\nSeite 39 von 41\r\n›\r\nBestandschutz ist die Basis unseres Rechtssystems. Bei der Einführung einer möglichen neuen Netzentgeltsystematik muss in jedem Fall Bestandsschutz für die Anlagen gelten, die bereits heute von einer Netzentgeltbefreiung profitieren. Das bedeutet: Anlagen, die vor dem 4. August 2029 in Betrieb gehen, sind auch künftig für einen Zeitraum von 20 Jahren von der Entrichtung von Netzentgelten befreit. Über die geltenden Regelun-gen des § 118 Abs. 6 EnWG sollte die Befreiung auch solche Anlagen umfassen, die am Stichtag zwar noch nicht in Betrieb genommen sind, aber bereits alle erforderlichen Ge-nehmigungen erlangt haben. Dies muss die BNetzA bereits frühzeitig und eindeutig im Verfahren klarstellen. Um Investitionssicherheit zu schaffen, müssten ggf. entspre-chende Übergangsfristen eingeführt werden. Dazu sollte eine mögliche Anpassung der Netzkostenbeteiligung von Speichern nicht unmittelbar ab 2029 vollumfänglich greifen, sondern einen sukzessiven, einfach ausgestalteten Übergangspfad hin zum Zielsystem abbilden zur Berücksichtigung von angemessenen Planungszeiten vor Genehmigung und nach Genehmigung bis zur Inbetriebnahme. Der § 118 Abs. 6 EnWG sieht bereits u.a. in seinen Regelungen die Sicherstellung eines netzdienlichen Speicherbetriebs als Voraussetzung einer erneuten Netzentgeltbefreiung vor. Auf Basis dieser bewährten Regelungen sollten die Voraussetzungen auch im Hinblick auf den aktuellen Speicher-hochlauf überprüft und ggf. spezifiziert werden.\r\n›\r\nNach Ablauf der bestehenden 20-jährigen Befreiungstatbestände für Stromspeicher be-steht für Bestandsanlagen die Möglichkeit, weitere Netzentgeltentlastungen bis hin zur Befreiung durch netzdienliches Verhalten (siehe oben) zu erzielen.\r\n4.5 Industrie\r\nIn Bezug auf die Diskussion und die Eckpunkte der Bundesnetzagentur zur Weiterentwicklung der Industrienetzentgelte wird auf die bestehende BDEW-Stellungnahme vom 18. September 2024 verwiesen.\r\n5 Ausblick\r\nMit diesem Diskussionspapier will der BDEW Branchenimpulse zu diesen Herausforderungen formulieren und die Diskussion zu den wichtigsten Fragen der anstehenden Netzentgeltreform anstoßen. Klar ist: An eine Netzentgeltreform werden im Zuge des Transformationsprozesses zahlreiche und auch sehr unterschiedliche Anforderungen gestellt werden. Diese allesamt zu erfüllen und gleichzeitig Umsetzbarkeit, Praktikabilität und Einfachheit zu gewährleisten, ist eine der schwierigsten, aber auch zentralsten Aufgaben der Energieregulierung. Die hier gelie-ferten Diskussionsvorschläge sollen helfen, die ersten Schritte auf diesem Weg zu gehen. Der\r\nSeite 40 von 41\r\nBDEW und die Branche werden die Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik tatkräftig und mit der vereinten Branchenkompetenz unterstützen.\r\nSeite 41 von 41\r\nAnsprechpartner\r\nYannik Simstich\r\nEnergienetze, Regulierung und Mobilität\r\nTelefonnummer: +49 152 032 104 57\r\nyannik.simstich@bdew.de\r\nVera Klöpfer\r\nEnergienetze, Regulierung und Mobilität\r\nTelefonnummer: +49 30 300 199-1120\r\nvera.kloepfer@bdew.de"},"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":"2025-05-07"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017148","regulatoryProjectTitle":"Änderung der EU-SMC- und KMU-Definition zur Gleichstellung kommunaler Unternehmen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4a/7d/547070/Stellungnahme-Gutachten-SG2506240002.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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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, 28. Mai 2025\r\nPositionspapier\r\nSMC- und KMU-Definition: Benachteiligung von kleinen und mittleren Stadtwerken beenden\r\nBDEW-Positionspapier EU-KMU-Definition für kleine und mittlere Stadtwerke öffnen\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 4\r\n1. EU-Kommission schließt kleine und mittlere Stadtwerke aus\r\nAm 21.5.2025 hat die Europäische Kommission ein Omnibuspaket zu einer Definition von sog. „Small Mid-Caps“ (SMCs) veröffentlicht. Für diese neugeschaffene Kategorie von Unternehmen schlägt sie in einigen bestehenden Rechtsakten Ausnahmen vor. Das Omnibuspaket soll so zur Entbürokratisierung und der besseren Wettbewerbsfähigkeit dieser Unternehmen beitragen.\r\nAus Sicht des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) ist diese Initiative zwar grundsätzlich zu begrüßen, allerdings forciert sie die Benachteiligung von kommunalen Unternehmen, indem sie - genauso wie die KMU-Definition – auf den öffentlichen Anteil von Unternehmen referiert: Weist ein Unternehmen eine öffentliche Beteiligung von über 25 % auf, wird dies von der SMC-Definition ausgeschlossen.\r\nBereits die europäische KMU-Definition Empfehlung (2003/361/EG), die darauf abzielt, kleine und mittlere Unternehmen (KMU) zu fördern und zu entlasten, weist eine entscheidende Lücke auf, wenn es um Stadtwerke und kommunale Energie- und Wasserversorger in Deutschland geht. Denn die Definition schließt Unternehmen aus, die eine öffentliche Beteiligung von über 25 % aufweisen, obwohl sie alle anderen Kriterien für KMU erfüllen. Dies führt zu erheblichen Benachteiligungen und erschwert den Zugang zu den administrativen Erleichterungen, die für KMU vorgesehen sind. Trotz ihrer zentralen Rolle bei der Umsetzung der Energiewende werden Stadtwerke aufgrund dieses Kriteriums unnötig mit Bürokratie belastet und ausgebremst.\r\nEin öffentlicher Anteil über 25 % bringt keine maßgeblichen Vorteile im Wettbewerb, insbeson-dere wenn es um die Bewältigung zusätzlicher administrativer Belastungen geht. Stadtwerke ha-ben die gleichen fachlichen und personellen Ressourcen aufzubringen wie privatwirtschaftliche Unternehmen. Es besteht auch kein erleichterter Zugang zu Finanzmitteln.\r\n2. BDEW-Forderungen für eine integrative und ausgewogene SMC-/KMU-Definition\r\nDabei legt die EU-Kommission, laut Art. 3 Abs. 4 des Anhangs der Empfehlung 2003/361/EG der Kommission vom 6. Mai 2003, folgende Definitionskriterien für KMU an:\r\n•\r\nöffentlicher Anteil < 25 %,\r\n•\r\nAnzahl der Mitarbeiter < 250,\r\n•\r\nJahresumsatz < 50 Mio. Euro oder Bilanzsumme < 43 Mio. Euro,\r\n•\r\nkein verbundenes Unternehmen und kein Partnerunternehmen.\r\nNach der von der EU-Kommission vorgeschlagenen Definition sind SMCs Unternehmen, die\r\n•\r\nkeine KMU nach der EU-KMU-Definition sind,\r\n•\r\neinen öffentlichen Anteil < 25 % haben, wobei Ausnahmen gelten,\r\n•\r\nweniger als 750 Mitarbeiter haben und\r\n•\r\nentweder einen Jahresumsatz von weniger als 150 Mio. Euro oder eine Jahresbilanzsumme von höchstens 129 Mio. Euro erzielen.\r\nBDEW-Positionspapier EU-KMU-Definition für kleine und mittlere Stadtwerke öffnen\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 4\r\nEin Großteil der Stadtwerke in Deutschland weist allerdings eine Beteiligung der Kommune von über 25 % auf. Damit zählen sie gemäß der EU-Kommission nicht als „SMC“ bzw. „KMU“, obwohl alle weiteren Kriterien zu Mitarbeiterzahl und Jahresumsatz/Jahresbilanzsumme von ihnen erfüllt werden. Das passt nicht mit ihrer Rolle im Rahmen der Energiewende zusammen: Die kommunalen Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft – die Stadtwerke und regio-nalen Versorger – sind hier ganz zentrale Akteure. Denn die Energiewende wird immer vor Ort in der Fläche, in den Regionen, Städten und Kommunen umgesetzt. Ohne Stadtwerke keine Energiewende.\r\nIm Gegensatz zur KMU-Definition gibt es zum Kriterium öffentlicher Anteil zwar einige Ausnah-men. Wenn bspw. mehr als 25 % des Kapitals oder der Stimmrechte\r\n•\r\nvon einer lokalen öffentlichen Stelle mit einem Budget von weniger als 10 Mio. Euro und\r\n•\r\nweniger als 5.000 Einwohnern gehalten werden und\r\n•\r\ndiese öffentliche Stelle nicht als verbundene Unternehmen („linked enterprise“) gezählt werden kann,\r\nwürde das Unternehmen als Small Mid-Cap gelten.\r\nNach Ansicht des BDEW würden diese Kriterien allerdings trotz der oben genannten Ausnah-men zu viele Stadtwerke von der Kategorie der SMCs ausschließen. Statt eines grundsätzli-chen und übergreifenden Bürokratieabbaus für kleine und mittlere Unternehmen werden Be-nachteiligungen von Stadtwerken nicht nur aufrechterhalten, sondern forciert.\r\nDamit laufen viele von legislativen Regelungen vorgesehene administrative Erleichterungen für Stadtwerke ins Leere. Da Stadtwerke von den eigens für SMC bzw. KMU vorgesehenen Erleich-terungen, die aus Gründen der Verhältnismäßigkeit gewährt werden, nicht profitieren können, werden sie schlussfolgernd unverhältnismäßig belastet. Sie müssen einen Mehraufwand an Zeit und Ressourcen erbringen, der in keinem Verhältnis zu der Größe ihres Unternehmens steht. Dies führt für kommunale Energieversorger zu (am Ende wirtschaftlichen) Schwierigkei-ten und stellt eine enorme Benachteiligung im Wettbewerbsumfeld dar.\r\nDas Kriterium von 25 % öffentlichem Anteil sollte sowohl aus der SMC- als auch der KMU-De-finition entfernt werden. Dies würde den kommunalen Unternehmen den Zugang zu den ad-ministrativen Erleichterungen ermöglichen, die sie benötigen, um die ökologische Transforma-tion zu bewältigen. So würde die EU sicherstellen, dass das Unternehmertum in ganz Europa auf einem level playing field fußt. Eine einfache Lösung besteht darin, dieses Kriterium zu ent-fernen, um eine ausgewogenere SMC-/KMU-Definition zu schaffen und den Bedürfnissen der Stadtwerke gerecht zu werden. Eine Überarbeitung der Definitionen auf europäischer Ebene ist dringend erforderlich, um sicherzustellen, dass sie für alle Mitgliedstaaten und Branchen geeig-net ist.\r\nBDEW-Positionspapier EU-KMU-Definition für kleine und mittlere Stadtwerke öffnen\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 4\r\nAnsprechpartner:\r\nMartin Müller Viola Rocher\r\nLeiter der KMU-Vertretung Leiterin EU-Vertretung\r\n+49 30 300 199-1700 +32 2 771 96 42\r\nmartin.mueller@bdew.de viola.rocher@bdew.de\r\nManuel Schrepfer Sandra Olbrechts\r\nFachgebietsleiter Politik, Fachgebietsleiterin EU-Wasser- und Positionierung, Abwasserpolitik, Digitalisierung und\r\nStakeholder-Management Schutz kritischer Infrastrukturen KMU-Vertretung Vertretung bei der Europäischen Union +49 30 300 199-1718 +32 277 451 19 manuel.schrepfer@bdew.de sandra.olbrechts@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017152","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines Monitoring-Instruments zur Bewertung von Strombedarf, Versorgungssicherheit und Netzausbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a9/7e/547347/Stellungnahme-Gutachten-SG2506240005.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":"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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 20. Juni 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nImpulspapier\r\nAnmerkungen zum gemäß Koalitionsvertrag vorgesehenem Monitoring des BMWE zum zu erwartenden Strombedarf sowie zum Stand der Versorgungssicherheit, des Netzausbaus, des Ausbaus der Erneuerbaren Energien, der Digitalisierung und des Wasserstoffhoch-laufs\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Executive Summary ........................................................................................... 3\r\n2 Anmerkungen zu den einzelnen Aspekten des Monitorings ................................ 5\r\n2.1 Strombedarf und Energienachfrage ............................................................... 5\r\n2.2 Versorgungssicherheit .................................................................................... 6\r\n2.3 Netzausbau ..................................................................................................... 7\r\n2.4 EE-Ausbau ....................................................................................................... 8\r\n2.5 Digitalisierung ............................................................................................... 11\r\n2.6 H2-Hochlauf .................................................................................................. 11\r\nSeite 3 von 13\r\n1 Executive Summary\r\nCDU, CSU und SPD haben sich in ihrem Koalitionsvertrag darauf verständigt, bis zur Sommer-pause 2025 ein Monitoring in Auftrag zu geben, mit dem der zu erwartende Strombedarf so-wie der Stand der Versorgungssicherheit, des Netzausbaus, des Ausbaus der Erneuerbaren Energien, der Digitalisierung und des Wasserstoffhochlaufs als eine Grundlage der weiteren Arbeit überprüft werden. Dies begrüßt der BDEW ausdrücklich, weist zugleich darauf hin, dass die Einbindung der Branche, insbesondere bei den sich daraus abzuleitenden Handlungskonse-quenzen, unabdingbar ist.\r\nEine sichere, bezahlbare und zukünftig klimaneutrale Energieversorgung ist die Grundlage für die Wettbewerbsfähigkeit des Standortes Deutschlands und für eine breite Akzeptanz in der Bevölkerung. Die geplante Bestandsaufnahme kann hierzu einen wichtigen Beitrag leisten, in-dem Bedarfe sowie Notwendigkeiten identifiziert werden und auf Kosten- und Systemeffizienz als eine der Leitlinien der Energiepolitik der 21. Legislaturperiode abgestellt wird.\r\nInsbesondere im bereits laufenden Prozess der Systementwicklungsstrategie wurden vom BDEW umfangreiche Anmerkungen über die Szenarioannahmen für eine integrierte und effizi-ente Systementwicklung gemacht, die wir für zentral erachten.\r\nGrundsätzlich gilt: Möglicherweise festgestellte geringere Ausbaubedarfe in der kurzfristigen Perspektive ändern nichts am grundsätzlichen langfristigen Ausbaubedarf. Dies ergibt sich un-ter anderem aus dem im EEG fixierten Ziel, 2030 80 Prozent des Bruttostromverbrauchs aus erneuerbaren Quellen zu decken. Auch wenn der bisher prognostizierte Strombedarf in Höhe von 750 TWh 2030 - unter anderem aufgrund eines sich weniger dynamisch entwickelnden Hochlaufs der E-Mobilität sowie des Wärmepumpenausbau – wahrscheinlich nicht eintreten wird, zeigt ein Blick auf den Strombedarf 2024 in Höhe von etwa 500 TWh und einem Anteil von EE am Bruttostromverbrauch von 55 Prozent, dass ein erheblicher Ausbaubedarf unab-hängig vom prognostizierten Stromverbrauch besteht. Dies gilt insbesondere mit Blick auf die Dekarbonisierung in den Bereichen Verkehr, Wärme und Industrie sowie den daraus resultie-renden zusätzlichen EE-Bedarf und der Notwendigkeit, alle Potentiale der Erneuerbaren zu nutzen.\r\nIm Sinne der Kosten- und Systemeffizienz geht es daher um Priorisierung von Vorhaben und Modifizierung von Pfaden, nicht jedoch um grundsätzliche Pfadänderungen. Eine mögliche Pri-orisierung darf jedoch, insbesondere beim Netzausbau, nicht zu einem Attentismus führen, wodurch notwendige Kapazitäten nicht rechtzeitig zur Verfügung stehen.\r\nDas geplante Monitoring stellt ein sinnvolles Instrument dar, um Effizienzpotenziale im Aus-bau zu identifizieren, etwa durch eine kluge Staffelung oder durch einen Fokus auf den Ge-samtertrag der erzeugten Energie statt auf die maximal mögliche Einspeiseleistung und\r\nSeite 4 von 13\r\nsowohl den Zubau von Erzeugung als auch des notwendigen Netzes klüger aufeinander abzu-stimmen. Durch eine zeitliche Abstimmung können beispielsweise inflationär wirkende Preis-treiber wie eine Verknappung von Material und Komponenten (u. a. Transformatoren, Wech-selrichter, Turbinen) gedämpft werden.\r\nUnabhängig von der Bedarfsabschätzung sowie der Erhebung des Status quo muss das Moni-toring Aspekte der Wirtschaftlichkeit sowie eine Risikoanalyse umfassen. Es bedarf der Ent-wicklung von Prüfinstrumenten, die die Effizienz politischer und regulatorischer Maßnahmen bewerten und volks- sowie betriebswirtschaftliche Faktoren – insbesondere eine Systemkos-tenanalyse inklusive verschiedener Szenarien sowie die betriebswirtschaftliche Umsetzbarkeit – berücksichtigen. Ziel der Risikoanalyse muss es sein, Faktoren zu identifizieren, die der Erfül-lung der Planannahmen entgegenstehen können, um frühzeitig Handlungsspielräume für Al-ternativen zu entwickeln.\r\nDie Energiewende hat 2024 wichtige Fortschritte gemacht – insbesondere beim Ausbau der Erneuerbaren Energien und bei der Emissionsminderung. Der Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch stieg auf 55 Prozent, die Treibhausgasemissionen des Energiesek-tors konnten um 61 Prozent gegenüber 1990 reduziert werden.\r\nGleichzeitig wird deutlich: Der Weg zur Klimaneutralität bleibt eine Herausforderung. Für die neue Bundesregierung bleibt der Handlungsdruck hoch, um den Weg für eine erfolgreiche Weiterführung der Energiewende zu ebnen. Die zentralen Hebel sind:\r\n›\r\nDie Planung und Genehmigung von Erneuerbare-Energien-Projekten weiter beschleunigen und den Ausbau synchron mit dem Netzausbau gestalten.\r\n›\r\nVersorgungssicherheit gewährleisten, insbesondere durch den Zubau steuerbarer Kraft-werke, eine stärkere Digitalisierung und den beschleunigten Aufbau einer Wasserstoffinfra-struktur, die Erzeugung, Speicherung und Transport umfasst.\r\n›\r\nEin zukunftsfähiges Strommarktdesign entwickeln, das flexible Erzeugung und Verbrauch marktwirtschaftlich incentiviert.\r\n›\r\nDie Wärmewende und den Hochlauf der Elektromobilität systematisch vorantreiben und dabei für Kontinuität und Praxistauglichkeit sorgen.\r\n›\r\nDen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft aktiv unterstützen durch verlässliche und kohä-rente regulatorische Rahmenbedingungen und gezielte Förderinstrumente.\r\nSeite 5 von 13\r\n2 Anmerkungen zu den einzelnen Aspekten des Monitorings\r\n2.1 Strombedarf und Energienachfrage\r\nNicht ein konkreter Zielwert für das Jahr der anvisierten Klimaneutralität 2045 ist entschei-dend, sondern die Berücksichtigung der grundsätzlichen Tendenz des erhöhten Bedarfs (zu-sätzliche Verbraucher [bspw. Rechenzentren, Elektrolyseure, E-Mobilität, Wärmeanwendun-gen], zusätzlicher Verbrauch [Dekarbonisierung durch Elektrifizierung bisheriger Molekül-An-wendungen]). Des Weiteren sind bei der Energienachfrage nicht nur der Bedarf der Großin-dustrie bzw. chemischen Industrie zu berücksichtigen, sondern auch die Bedarfe des Mittel-standes, der den Großteil der deutschen Wirtschaft abbildet. Diese Bedarfe des Mittelstandes sind auch entsprechend bei der Netzplanung zu berücksichtigen, da die entsprechenden Un-ternehmen mehrheitlich an den Verteilnetzen Strom/Gas angeschlossen sind.\r\nDie Zahl der Wärmepumpen – und damit der Verlauf der breiteren Elektrifizierung im Wärme-bereich – hängt auch mit den Sanierungs- und Neubauquoten, dem erforderlichen Stromver-teilnetzausbau, der kommunalen Wärmeplanung und am Ende natürlich der Kundenentschei-dung zusammen. Hier müssen auch die wasserstofffähigen bzw. mit anderen erneuerbaren Gasen betriebenen Blockheizkraftwerke, die heute schon in der Wärme laufen, berücksichtigt werden. Dezentrale Wärme wird auch über Arealversorgung und Quartierslösungen bereitge-stellt werden. Insgesamt gilt es auch im Bereich der Wärme, die Notwendigkeit der Versor-gungssicherheit in den Blick zu nehmen, indem volatile bzw. dargebotsabhängige Wärmeer-zeugung beispielsweise durch Wärmepumpen oder aus industrieller Abwärme durch steuer-bare Wärmeerzeugung bzw. Speicher abzusichern ist sowie KWK-Anlagen mit ihrer Wärme-produktion zu berücksichtigen.\r\nIm Bereich Verkehr wird der bisher prognostizierte Bedarf dadurch gesenkt, dass nach derzei-tigem Stand die vorgesehenen 15 Mio. vollelektrischen PKWs bis 2030 nicht erreicht werden. Gleichzeitig nimmt der Hochlauf der E-Mobilität jedoch sowohl im Pkw-Bereich als auch hin-sichtlich der zunehmenden Nutzung von E-Lkw an Fahrt auf. Ein entsprechender Bedarf ist so-mit mit Verzögerung nach 2030 zu erwarten. Im Hinblick auf eine auch über 2030 hinausge-hende Netzplanung sollte auf den Leistungsbedarf abgestellt werden. Eine detailliertere Be-trachtung des Lastverkehrs und seiner Dekarbonisierungspfade ist aus Sicht des BDEW drin-gend erforderlich.\r\nGrundsätzlich gilt: Möglicherweise festgestellte geringere Ausbaubedarfe in der kurzfristigen Perspektive ändern nichts am grundsätzlichen langfristigen Ausbaubedarf. Dies ergibt sich un-ter anderem aus dem im EEG fixierten Ziel, 2030 80 Prozent des Bruttostromverbrauchs aus erneuerbaren Quellen zu decken. Auch wenn der bisher prognostizierte Strombedarf in Höhe von 750 TWh 2030 - unter anderem aufgrund eines sich weniger dynamisch entwickelnden\r\nSeite 6 von 13\r\nHochlaufs der E-Mobilität sowie des Wärmepumpenausbau – wahrscheinlich nicht eintreten wird, zeigt ein Blick auf den Strombedarf 2024 in Höhe von etwa 500 TWh und einem Anteil von EE am Bruttostromverbrauch von 55 Prozent, dass ein erheblicher Ausbaubedarf unab-hängig vom prognostizierten Stromverbrauch besteht. Dies gilt insbesondere mit Blick auf die Dekarbonisierung in den Bereichen Verkehr, Wärme und Industrie sowie den daraus resultie-renden zusätzlichen EE-Bedarf und der Notwendigkeit, alle Potentiale der Erneuerbaren zu nutzen.\r\n2.2 Versorgungssicherheit\r\nNicht zuletzt aufgrund von geopolitischen und geoökonomischen Verschiebungen ist es aus BDEW-Perspektive zentral, die Resilienz unseres Energiesystems stärker in den Blick zu neh-men, um auch in möglichen Krisensituationen eine sichere Versorgung zu gewährleisten. Mit den zunehmenden geopolitischen Herausforderungen wird zugleich die energiepolitische und technologische Souveränität eine wichtige Rolle spielen, damit Deutschland in seiner außen-politischen und -wirtschaftlichen Handlungsfähigkeit aufgrund von Abhängigkeiten nicht ein-geschränkt wird.\r\nWährend erneuerbare und kohlenstoffarme Gase zunehmend relevant werden, wird Erdgas weiterhin einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit liefern – für Strom- und Wärme-versorgung sowie als Grundstoff und Energieträger für Industrie und Gewerbe. Deutschland hat außerdem eine wichtige Rolle als Transportland und Speicherort inne. Die Herausforde-rung der Absicherung der Erdgasversorgung ist mit Blick sowohl auf Diversifizierung der Quel-len als auch auf Transportwege und die Wettbewerbsfähigkeit der Preise hoch.\r\nNeben dem schnellen Zubau von Kraftwerken durch das Kraftwerksicherheitsgesetz muss gleichzeitig die Einführung eines Kapazitätsmarktes vorbereitet werden. Ein solcher Mechanis-mus soll durch einen praxisgerechten Rahmen ausreichend Sicherheit für Investitionen in steuerbare Stromerzeugungskapazitäten und Flexibilitäten schaffen. Der BDEW schlägt einen Integrierten Kapazitätsmarkt (IKM) vor, der alle Technologien und Lösungen einbezieht, inklu-sive KWK, um die Versorgungssicherheit und Systemstabilität sowohl für kürzere Lastspitzen als auch für längere Dunkelflauten zu gewährleisten. Der Vorschlag des IKM erfüllt die Anfor-derungen des geplanten neuen Beihilferahmens der EU-Kommission des „Clean Industrial State Aid Framework“ (CISAF) und könnte daher schnell umgesetzt werden.\r\n2024 waren insgesamt 83,6 GW steuerbare Stromerzeugungsleistung installiert. Diese Summe wird durch den Kohleausstieg sowie die Stilllegung anderer Erzeugungsanlagen in den nächs-ten Jahren ohne den Zubau neuer Leistung bis 2030 auf etwas über 50 GW sinken. Die rechne-rische Differenz ist nicht eins zu eins durch neue Kraftwerke zu ersetzen. Neben dem Zubau\r\nSeite 7 von 13\r\nsteuerbarer Leistung sind zentral einsetzbarer Flexibilitäten von unbedingter Notwendigkeit und in den Kalkulationen zu berücksichtigen.\r\nDer BDEW geht davon aus, dass zentrale (bspw. Elektrolyseure, Großbatteriespeicher, Groß-wärmepumpen, PtH-Anlagen) und dezentrale (bspw. E-Mobilität, Heimspeicher, Wärmepum-pen inkl. Puffer-Wärmespeicher) Flexibilitäten eine Schlüsselrolle spielen werden. Ein kosten-effizientes und netzdienliches Aktivieren von Flexibilitätspotenzialen kann übermäßigen Zubau an steuerbaren Stromerzeugungskapazitäten vermeiden. Das kann die Systemkosten der Ener-giewende senken.\r\n2.3 Netzausbau\r\nDer Netzausbau stellt eine wichtige Stellschraube für wettbewerbsfähige Energiekosten dar. Effizienzpotenziale im Ausbau, etwa durch eine kluge Staffelung oder durch einen Fokus auf Ertrag statt Leistung, sind zu identifizieren, um den Zubau von Erzeugung und neuen Lasten mit dem notwendigen Netzausbau zu synchronisieren. Durch eine zeitliche Entzerrung können beispielsweise inflationär wirkende Preistreiber wie eine Verknappung von Material und Kom-ponenten (u. a. Transformatoren, Wechselrichter, Turbinen) gedämpft und somit Kostenvor-teile gehoben werden.\r\nDie Stromnetze werden künftig eine weiter zunehmende Zahl an Netznutzern, Speichern und Einspeisern integrieren müssen. Bis 2030 ist von etwa einer Verdopplung an PV-Anlagen und einem Ausbau insbesondere im Segment unter 25 kW auszugehen, auch die Leistung der La-depunkte wird, allein wenn die EU-Vorgaben erfüllt werden, auf mehr als das Doppelte der ak-tuellen Ladeleistung ansteigen, die Zahl der Wärmepumpen auf etwa 6 Mio. Dies stellt insbe-sondere die Stromnetze vor erhebliche Herausforderungen und führt zu einem stetigen Aus-baubedarf, der sich auch in den Investitionen abbildet. Während 2024 8,6 Mrd. Euro in die Übertragungsnetze und 10,2 Mrd. Euro in Verteilnetze investiert wurden, wird sich die jährli-che Investitionssumme 2030 bei den Übertragungsnetzen auf 16,4 Mrd. Euro nahezu verdop-peln und bei den Verteilnetzen um 50 Prozent auf 15,4 Mrd. Euro erhöhen.\r\nDer erforderliche starke Netzausbau ist auch notwendig, um mittelfristig den Redispatch-Be-darf und damit die Redispatch-Kosten zu senken. Nachdem die Redispatch-Kosten im Jahr 2022 bei rund 2,7 Mrd. Euro lagen, sind sie seitdem zurückgegangen: Im Jahr 2023 waren es 2,4 Mrd. Euro und für 2024 zeichnen sich Kosten in Höhe von 1,5 Mrd. Euro ab (bis Q3 2024 sind es 1,1 Mrd. Euro). So gilt festzuhalten, dass Investitionen in die Netze die Redispatch-be-dingten Kosten für den Staatshaushalt senken.\r\nEin zügiger, zielgerichteter und kosteneffizienter Ausbau der Stromnetze kann aber nur mit einem schnellen und deutlich verbesserten Regulierungsrahmen gelingen. Neben einer\r\nSeite 8 von 13\r\nAnerkennung effizienter Kosten muss insbesondere der Kapitalzinssatz international wettbe-werbsfähig ausgestaltet sein.\r\nDie geltenden und auch die nach dem NEST-Prozess von der Bundesnetzagentur bisher be-kannten vorgesehenen Regeln sind nach derzeitigem Stand nicht geeignet, die notwendigen Infrastruktur-Investitionen anzureizen. Wichtig ist, dass zügig, und zwar schon für dieses Jahr, messbare Verbesserungen des Regulierungssystems erzielt werden, um Investitionen zu er-möglichen. Dies bedarf politischer Unterstützung durch das klare Bekenntnis zum wirtschafts- und wettbewerbsfähigen Rahmen für Infrastrukturausbau.\r\nFür einen kosteneffizienten Ausbau und zur Dämpfung der Netzentgelte ist ein intertempora-ler Ausgleichsmechanismus zu prüfen. Für Aus- und Umbau der Verteilernetze sind Planungs- und Genehmigungsbeschleunigungen notwendig. Grundsätzlich ist die Netzentgeltsystematik kostenreflexiv und verursachergerecht zu überarbeiten. Im Rahmen dieses Prozesses sind ver-schiedene Elemente wie Baukostenzuschüsse so zu gestalten, dass sie Anreize für eine effizi-ente Nutzung des Netzes schaffen.\r\nDie Investitionen ins Netz leisten zugleich einen wichtigen Beitrag zur Systemstabilität und Versorgungssicherheit. Auch bei steigendem Anteil volatiler Stromerzeugung im System konnte in den vergangenen Jahren das hohe Niveau der Versorgungssicherheit gehalten und sogar noch verbessert werden: Seit 2006 konnte die Dauer der Versorgungsunterbrechungen in etwa auf 12,8 Minuten halbiert werden.\r\nDie Entwicklung im Bereich Gasnetz ist vor allem durch die Transformation zur Nutzung dekar-bonisierter Gase sowie einen Rückgang der Erdgasmengen geprägt.\r\nInvestitionen in das Gasnetz dienen dem Ausbau und der Erneuerung der Netze, um die Ver-sorgungssicherheit weiter zu gewährleisten. In den Jahren 2019 bis 2023 flossen durchschnitt-lich 34 Prozent der Investitionen in die Erneuerung und Instandhaltung der Netze und 66 Pro-zent in den Ausbau. Bis zu einem geplanten Ausstieg aus der Gasversorgung muss weiterhin die Versorgungssicherheit gewährleistet sein. Investitionen können daher nicht beliebig redu-ziert werden und müssen ggf. hinsichtlich einer zukünftigen Transformation hin zu wasser-stofftauglichen Netzen optimiert werden. Zur Herstellung der erforderlichen Rechts- und Pla-nungssicherheit für die anstehende Transformation ist schnellstmöglich das EU-Gas-/Wasser-stoffpaket national umzusetzen. Nur mit einen sicheren Rechtsrahmen können Zukunftsinves-titionen in die Infrastruktur erfolgen.\r\n2.4 EE-Ausbau\r\nDie zeitliche und räumliche Synchronisation von EE-Zubau und Netzausbau muss stärker in den Fokus gerückt werden. Der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien muss sich\r\nSeite 9 von 13\r\nzukünftig stärker am Ertrag und an den Kosten für die Systemintegration orientieren. Potenzi-ale netzdienlicher Flexibilitäten sowohl auf Erzeugungs- als auch Verbrauchsseite sollten er-fasst und, in Folge der Erfassung, durch politische Maßnahmen angereizt werden. Ebenso sind die Potenziale von fester Biomasse, Biomethan, Biogas und Geothermie für die Strom- und Wärmeerzeugung zu beachten.\r\nBeim weiteren Ausbau müssen verlässliche Rahmenbedingungen sowie (Kosten-)Effizienz und Systemnutzen im Gleichgewicht gehalten werden. Ein netz- und systemdienlicher Ausbau, kombinierte Nutzung bzw. Überbauung von Netzanschlüssen durch mehrere EE-Technologien wo möglich und Integration von Speichern verbunden mit einem beschleunigten Netzausbau sind richtig und wichtig.\r\nDabei ist zu beachten, dass eine Überbauung nicht immer möglich ist bzw. keine Pflicht hierzu bestehen kann. Feste Begrenzungen der Einspeiseleistung und Pönalen sind entsprechend sachlich nicht begründbar, weil die konkrete Netzsituation je nach Netzgebiet ebenso wie das Interesse von Kooperationspartnern stark variieren kann.\r\nDie Rolle aller Energiespeicher – Wasserstoff, Wärme, Strom und Power-to-Heat – muss klar hervorgehoben werden. Im Energiesystem müssen sie die gleichen Privilegierungen wie die Erneuerbaren Energien und Netze genießen. Gleichzeitig muss ihre System- und Netzdienlich-keit in den Vordergrund gestellt werden.\r\nEs sollte u. a. im Rahmen der Überarbeitung der Netzentgeltsystematik flexibles Verhalten u. a. von Speichern und Elektrolyseuren im Sinne netzdienlichen Verhaltens und der Gesamt-effizienz unseres Energiesystems angereizt werden.\r\n2024 deckten Erneuerbare Energien mit einem Anteil von 55 Prozent erneut mehr als die Hälfte des Bruttostromverbrauchs ab. Der Anteil der reinen EE am Endenergieverbrauch im Wärmebereich lag 2024 bei fast 19 Prozent und ist damit im Vergleich zu den Vorjahren leicht gestiegen. Im Verkehrsbereich stagniert der EE-Anteil seit Jahren bei rund 7 Prozent.\r\nGleichzeitig liegt seit 2015 der EE-Anteil am Stromverbrauch über dem indikativen Zielpfad ge-mäß der Ziele im EEG.\r\nDer Anteil Erneuerbarer Energien an der Gesamtstromerzeugung in Deutschland ist seit 2010 infolge des erheblichen Ausbaus Erneuerbarer Energien um 40,9 Prozentpunkte gestiegen. In den kommenden Jahren soll nicht nur der Anteil Erneuerbarer Energien weiter steigen, son-dern es ist auch zu erwarten, dass die zunehmende Elektrifizierung in den Bereichen Wärme, Verkehr und Industrie die absolute Stromerzeugung deutlich steigern wird. Dies macht eine spürbare Beschleunigung des Ausbaus unerlässlich.\r\nSeite 10 von 13\r\n2024 wurde eine Leistung von 17,2 GW an PV-Anlagen installiert, was das Vorjahresniveau in Bezug auf den Zubau (15,4 GW) nochmals übertraf. Damit liegt der Ausbau weiterhin deutlich über dem im EEG festgelegten Ziel. Insgesamt waren 2024 zum Jahresende 100,2 GW an PV-Anlagen installiert (Soll 2024: 88 GW). Die Differenz zum Zielwert 2030 beträgt 115GW an zu-sätzlicher Leistung. Balkonkraftwerke (0,7 GW) und Kleinanlagen (5,8 GW) tragen zunehmend zur installierten Gesamtleistung bei. Trotz des erfreulichen Zuwachses stellen sie durch ihre ungesteuerte Einspeisung eine Herausforderung für die Netzbetreiber dar. Um das Netz stabil zu halten, ist daher eine Steuerbarkeit der Anlagen durch die Netzbetreiber wichtig. Netzaus-bau und -zugang sollten beschleunigt werden. Zu prüfen ist, wie mehr Transparenz für An-schlussnehmer mit Blick auf verfügbare Netzanschlusskapazitäten und Systemdienlichkeit er-reicht werden kann.\r\nDie Überbauung von Netzanschlusskapazitäten aus Erzeugungs- und Speicheranlagen sollte zunehmend umgesetzt werden und kann helfen, Synergien zu heben, indem vorhandene Netzkapazitäten bestmöglich ausgenutzt werden.\r\nAn Land wurden 2024 insgesamt 3,3 GW neue Windleistung errichtet, etwas weniger als im Vorjahr und deutlich unter dem Zielwert. Insgesamt waren 2024 63,6 GW installiert (Soll 2024: 69 GW). Die Differenz zum Zielwert 2030 beträgt 51 GW an zusätzlicher Leistung. Auf See ka-men 0,7 GW hinzu, ebenfalls weit hinter den angestrebten 3,1 GW. Insgesamt waren 2024 9,2 GW mit Netzeinspeisung installiert (Soll 2024: 12 GW). Die Differenz zum Zielwert 2030 be-trägt 21 GW an zusätzlicher Leistung. Um das indikative jährliche Ausbauziel zu erreichen, muss der Ausbau der Windenergie an Land um den Faktor 3,0 und der auf See um den Faktor 4,4 gesteigert werden. Die rechtswirksame Ausweisung von Flächen für Windenergieanlagen an Land bleibt weiterhin eine Herausforderung. Der Großteil der Bundesländer wird nach heu-tigem Stand die laut Windenergieflächenbedarfsgesetz für 2027 definierten Ziele nicht errei-chen. Ohne ausreichende Flächen fehlt die langfristige Planungssicherheit für Vorhabenträger und Projektierer und mittelbar auch für WEA-Hersteller. Darüber hinaus ist es von zentraler Bedeutung, dass das im Windenergieflächenbedarfsgesetz verankerte bundesweite Mindest-flächenziel von 2 Prozent zur Erreichung der Flächenbeitragswerte bis Ende 2032 konsequent verfolgt und erreicht werden kann.\r\nBei den Batteriespeichern besteht eine Rekordnachfrage in Deutschland von 226 GW an An-schlusskapazität. Unabhängig von der finalen Realisierung stellt diese hohe Nachfrage ein po-sitives Signal für die Hebung der Flexibilitätspotentiale dar und ist durch einen praktikablen und kohärenten Rahmen für den netz- und systemdienlichen Speicherausbau zu flankieren. Um die Flexibilitäten der Speicher zu nutzen, muss das Abgaben- und Umlagensystem refor-miert werden: Aktuell werden Energiespeicher sowohl als Letztverbraucher als auch als Erzeu-ger eingestuft, was beim Laden und erneut beim Entladen eines Speichers zu einer höheren\r\nSeite 11 von 13\r\nBelastung mit Abgaben und Umlagen oder zur Entwertung der grünen Stromeigenschaft der zwischengespeicherten elektrischen Energie führen kann.\r\n2.5 Digitalisierung\r\nAls intelligente Schnittstelle zwischen Netz und Verbraucher bildet das Smart Meter eine es-senzielle Grundlage für die Digitalisierung von Energiewirtschaft und Energiewende. Die Digi-talisierung geht dabei weit über den Smart Meter-Rollout hinaus und umfasst u. a. KI-Systeme, Smart Grids, digitale Zwillinge, Datenökosysteme, virtuelle Kraftwerke, Prozessautomatisie-rung und viele weitere Aspekte.\r\nEs braucht dringend Anreize, Unterstützungsangebote und Handlungsspielräume für mehr Di-gitalisierung in der Energiewirtschaft Regulierung auf nationaler und EU-Ebene, die digitale In-novationen erschwert, sollte kritisch hinterfragt werden. Steuerliche Anreize für die Digitali-sierung der Energiewirtschaft sollten geprüft werden. Die Regelungen zum Rollout von Smart Metern sind deutlich zu vereinfachen. Die Nutzung relevanter Daten und künstlicher Intelli-genz muss erleichtert und rechtliche Hürden müssen abgebaut werden, um die Digitalisierung der Energiewirtschaft effektiv zu gestalten.\r\nGleichzeitig ist ein hohes Niveau von Sicherheit in den Systemen unabdingbar. Gerade auf-grund der Vernetzung von neuen Erzeugern und Verbrauchern und ihrem Anschluss an das In-ternet muss ihre Sicherheit innerhalb und für das Energiesystem gewährleistet bleiben. Ver-sorgungsicherheit und der Schutz kritischer Energieinfrastrukturen müssen daher als integra-ler Bestandteil der Verteidigungs- und Bündnisfähigkeit Deutschlands gedacht werden. Nur durch eine optimale Verzahnung und Harmonisierung bei Informationssicherheit sowie physi-scher Sicherheit können kritische Infrastrukturen im Cyberraum und in der analogen Welt ganzheitlich und bürokratiearm geschützt werden.\r\n2.6 H2-Hochlauf\r\nAuch im klimaneutralen Energiesystem sind Gase für die Sektoren, die nicht oder nur zum Teil elektrifiziert werden können, wie Stahl-, Chemie- und Zementindustrie, unabdingbar für die Absicherung der Strom- und Wärmeerzeugung. Es muss ermöglicht werden, große Mengen an Wasserstoff und Derivaten zu möglichst wettbewerbsfähigen Preisen zu erzeugen, zu spei-chern und zu beschaffen. Dafür gilt es unter anderem, die Delegierten Rechtsakte zu kohlen-stoffarmem und erneuerbarem Wasserstoff auf EU-Ebene praxistauglich und ermöglichend auszuarbeiten bzw. international anschlussfähig anzupassen. Um eigene Produktionskapazitä-ten anzureizen, ist die (gesamt-)systemdienliche Erzeugung und Speicherung von Wasserstoff voranzubringen, um mit der Energieträger- und Sektorenkopplung voranzukommen.\r\nSeite 12 von 13\r\nDabei muss beim Monitoring einerseits in den Blick genommen werden, welche Förderungen es auf den einzelnen Wertschöpfungsstufen braucht und welche Instrumente bisher nicht um-gesetzt wurden. Andererseits ist zu monitoren, inwieweit laufende Förderprogramme den Aufbau der Liefer-, Logistik- und Wertschöpfungskette der Wasserstoffwirtschaft bereits in Gang gesetzt haben.\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). Des Weiteren ist eine Unterscheidung zwischen onshore- und off-shore-Elektrolyseuren ebenfalls erforderlich. Hierfür müssen weitere Anreize geschaffen wer-den. Beim Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur ist darauf zu achten, dass sämtliche Industrie-standorte, die zukünftig Wasserstoff beziehen, mit ausreichenden Mengen versorgt werden können. Dies bedeutet auch, dass neben Standorten in der Nähe von erneuerbaren Stromer-zeugungsanlagen im Norden Deutschlands auch industrienahe Elektrolysestandorte erforder-lich sind, die auf absehbare Zeit nicht über das Wasserstoffkernnetz versorgt werden können.\r\nIm vergangenen Jahr wurde ein Zuwachs der Elektrolysekapazität von rund 0,2 GW verzeich-net, was eine deutliche Steigerung im Vergleich zur vorherigen Schätzung von 0,09 GW dar-stellt. Für 2025 ist ein weiterer Kapazitätszuwachs von rund 0,9 GW geplant. Die aktuellen Pla-nungen sehen weiterhin eine mögliche Inbetriebnahme von 13 GW Elektrolysekapazität bis 2030 vor. Der Anteil der Projekte in der Konzeptions- und Machbarkeitsphase hat sich von 94 Prozent auf 88 Prozent reduziert, während der Anteil der Projekte in der Bau- oder finalen Fi-nanzierungsentscheidungsphase (FID) von 4 Prozent auf 12 Prozent gestiegen ist. Im Vergleich zum Vorjahr hat sich der Anteil der konkretisierten Vorhaben von 5 Prozent auf 12 Prozent mehr als verdoppelt. Derzeit ist jedoch nur 1 Prozent der Projekte tatsächlich in Betrieb, was zeigt, dass der Markthochlauf weiterhin von erheblichen Herausforderungen geprägt ist.\r\nInsbesondere die Förderrichtlinie für systemdienliche Elektrolyseure sollte zügig verabschiedet und mit ausreichenden Mitteln ausgestattet werden.\r\nZudem sollte das Potenzial der Offshore-Elektrolyse basierend auf kombinierten Anschluss-konzepten für die Wasserstofferzeugung und die Steigerung der Kosteneffizienz beim Off-shore-Wind-Ausbau zügig erschlossen werden.\r\nDie Produktion von grünem Wasserstoff ist auch im Jahr 2024 mit deutlich höheren Kosten verbunden als die von grauem oder blauem Wasserstoff. Die Entwicklung hin zu günstigerem grünem Wasserstoff setzt sich minimal fort, wobei die Kosten im Jahr 2024 bei rund 7 Euro/kg verbleiben. Sowohl blauer als auch grüner Wasserstoff zeigen eine Fortsetzung der Entwick-lung des Vorjahres und liegen nun jeweils wieder unter dem Vorjahresniveau. Das Niveau vor\r\nSeite 13 von 13\r\ndem Anstieg der Energiepreise im Jahr 2022 wurde jedoch noch nicht wieder erreicht. Gemäß aktuellen Studien wird grüner Wasserstoff bis 2030 zu nicht wettbewerbsfähigen Preise ver-fügbar sein. Die signifikante Bandbreite der prognostizierten Kosten ist auf eine Reihe von Fak-toren zurückzuführen, darunter die Schwankungen bei der Einschätzung der künftigen Erzeu-gungskosten für erneuerbaren Strom, die Unsicherheit hinsichtlich der Entwicklung zukünfti-ger Investitionskosten für Elektrolyseure sowie der durch die Regulatorik induzierten Kosten. Der Delegierte Rechtsakt für grünen Wasserstoff (RFNBO) zum Beispiel verteuert den grünen Wasserstoff um 2-3 Euro pro kg.\r\nNoch leisten Elektrolyseure kaum einen Beitrag zur Flexibilität. Grundsätzlich gilt: Ihre hohe Regelgeschwindigkeit ermöglicht eine effektive Netzentlastung und die Optimierung der Nut-zung Erneuerbarer Energien. Der Betrieb kann an Preissignale auf dem Strommarkt angepasst werden, sodass sie insbesondere in Zeiten niedriger Strompreise betrieben werden. Darüber hinaus tragen sie zur Netzstabilisierung bei, indem sie überschüssigen Strom aufnehmen oder Lastspitzen reduzieren. Bis 2030 wird erwartet, dass 35 Prozent ihres Stromverbrauchs flexibel genutzt werden, 2045 soll dieser Anteil auf 89 Prozent steigen. Hier sollte das Monitoring dazu beitragen, ein besseres Verständnis für die Verortung und die Systemdienlichkeit der Elektro-lyseure zu erhalten.\r\nAnsprechpartner\r\nTilman Schwencke\r\nGeschäftsbereichsleiter Strategie und Politik\r\ntilman.schwencke@bdew.de\r\nDr. Martin Stark\r\nGeschäftsbereich Strategie und Politik\r\nmartin.stark@bdew.de"},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017153","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur rechtlichen Regelung der Nutzung von Photovoltaikanlagen in Wasserschutzgebieten auf Bundesebene","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/30/7f/549292/Stellungnahme-Gutachten-SG2506240015.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in\r\nWasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW\r\nBerlin, 26. März 2025\r\nLeitfaden\r\nDie Bundesregierung hat sich mit dem EEG (Erneuerbaren-\r\nEnergien-Gesetz) drei Ziele gesetzt.\r\nDazu zählen die Transformation hinzu einer nachhaltigen\r\nund treibhausgasneutralen Stromversorgung im gesamten\r\nBundesgebiet im Einklang mit Klima- und Umweltschutz,\r\ndie Zielsetzung bis 2030 80 Prozent des Bruttostromverbrauchs\r\naus Erneuerbaren Energien zu gewinnen und den\r\nAusbau sowohl stetig, kosteneffizient, umweltverträglich\r\nund netzverträglich zu realisieren.1\r\nSchon jetzt werden auch Gebiete genutzt, die eine erhöhte\r\nSchutzbedürftigkeit aufweisen. Zur Erreichung der vorgesehenen\r\nAusbauziele von 115 GW Windenergie an Land und\r\n107 GW Freiflächen-Photovoltaik ist dies auch erforderlich.\r\nDazu zählen auch Wasserschutzgebietszonen (WSGZ), die\r\ndem Schutz der Trinkwassergewinnung in Deutschland\r\ndienen und einen Anteil von 13.8 Prozent an der Fläche des\r\nBundesgebiets umfassen.2 Dort sind insbesondere die Wasserschutzgebietszonen\r\nΙΙ und ΙΙΙ wichtig, da sie die höchsten\r\nFlächenanteile innerhalb der Wasserschutzgebiete ha-\r\n1 Gesetz für den Ausbau Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG 2023) vom 8. Mai 2024,\r\nURL: Bundesgesetzblatt 2024 Nr. 151\r\n2 Bundesanstalt für Gewässerkunde, Karte zum 3. WRRL-Bewirtschaftungsplan vom 14.04.2022, URL: Karte zum 3. WRRL-Bewirtschaftungsplan |\r\nBundesanstalt für Gewässerkunde\r\nben. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien wie auch die\r\nWasserversorgung stehen im überragenden öffentlichen Interesse.\r\nFür den Ausbau der Erneuerbaren Energien in Wasserschutzgebieten\r\nist es daher entscheidend, die erhöhte\r\nSchutzbedürftigkeit und Sicherheit der Wasserversorgung\r\nquantitativ und qualitativ zu jedem Zeitpunkt sicherzustellen\r\nund damit die Wahrung des überragenden öffentlichen\r\nInteresses beider Nutzungsformen zu gewährleisten. Wasservorranggebiete,\r\ndie bereits jetzt als zukünftige Wasserschutzgebiete\r\nausgewiesen werden sollen, sollten vorsorglich\r\nwie Wasserschutzgebiete behandelt werden.\r\nDabei ist zu berücksichtigen, dass viele Wasserversorgungsunternehmen\r\nein eigenes Interesse besitzen, Erneuerbare\r\nEnergien zu nutzen und damit durch einen hohen Anteil\r\nErneuerbarer Energien an ihrer Energieversorgung eine klimaneutrale\r\nWasserversorgung zu erreichen.\r\n1 Einleitung\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung 3\r\n2 Zusammenfassung 4\r\n3 Grundsätzliche Festlegungen zur Nutzung der Wasserschutzgebietszonen (WSGZ) 6\r\n4 Varianten von Photovoltaik-Anlagen 9\r\n5 Wesentliche technische Aspekte zum Einsatz von PV-Freiflächenanlagen 10\r\n5.1 Bauzeitliche Vermeidungs- und Verminderungsmaßnahmen 10\r\n5.1.1 Einweisung der Baufirmen über die besonderen Anforderungen zur\r\nArbeit in WSGZ 10\r\n5.1.2 Hydrologische Baubegleitung unter Einbezug der\r\nWasserversorgungsunternehmen (Bau & Rückbau) 11\r\n5.2 Anlagenbezogene Vermeidungs- und Verminderungsmaßnahmen 11\r\n5.2.1 Belastungen durch Asphaltierung oder Wartung/Betankung der\r\nBaumaschinen sind zu vermeiden 11\r\n5.2.2 Tiefengründung nur aus Materialien ohne Gefahrstoffe; keine reliefbedingten\r\nVeränderungen der Erdoberfläche 11\r\n5.2.3 Beeinträchtigung der Regenaufnahmefähigkeit und Durchlüftung von\r\nBöden auf das absolut notwendige Maß reduzieren 11\r\n5.2.4 Besondere Berücksichtigung bei der Auswahl der Bauteile im Hinblick auf\r\nwassergefährdende Stoffe 12\r\n5.2.5 Ölnutzung in technischen Anlagen unter entsprechenden Auflagen,\r\nUmsetzung Wannenprinzip mit entsprechender Dimensionierung 12\r\n5.2.6 Langfristiges PFAS-Verbot, keine PFAS-Nutzung in technischen Anlagen\r\n(Bestandsanlagenschutz) 13\r\n5.2.7 Keine PFAS-Beschichtung von PV-Modulen (Neuinstallation) 13\r\n5.3 Betriebsbedingte Maßnahmen 13\r\n5.3.1 Vorlage eines Brandschutzkonzeptes und eines Alarmplans 13\r\n5.3.2 Bewirtschaftung der PV-Nutzfläche ohne Pestizid- und Düngemitteleinsatz . 14\r\n5.3.3 Reinigung der PV-Module ausschließlich mit Wasser 15\r\n2 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 3\r\nDie Potenziale zum Ausbau der Erneuerbaren Energien sollen unter Berücksichtigung\r\nder Belange der öffentlichen Wasserversorgung ausgeschöpft werden.\r\nIn Zustimmung dazu empfiehlt der BDEW die Einhaltung folgender Maßnahmen in\r\nWasserschutzgebietszone ΙΙΙ und verweist auf den erhöhten Prüfbedarf im Rahmen\r\nder Ausweisung bzw. Baugenehmigungsverfahren:\r\n2 Zusammenfassung\r\nEinweisung der Baufirmen über die besonderen\r\nAnforderungen\r\nzur Arbeit in WSGZ\r\nBelastungen durch Asphaltierung oder Wartung/\r\nBetankung der Baumaschinen sind zu vermeiden\r\nHydrologische Baubegleitung unter Einbezug der\r\nWasserversorgungsunternehmen\r\n(Bau & Rückbau)\r\nTiefengründung nur aus Materialien ohne Gefahrstoffe;\r\nkeine reliefbedingten\r\nVeränderungen\r\nder Erdoberfläche\r\nBaumaschinen sind zu vermeiden\r\nBeeinträchtigung der Regenaufnahmefähigkeit\r\nund Durchlüft\r\nung von Böden auf\r\ndas absolut notwendige Maß reduzieren\r\nBesondere Berücksichtigung bei der Auswahl der\r\nBauteile\r\nim Hinblick auf wassergefährdende\r\nStoffe\r\nÖlnutzung in technischen Anlagen unter\r\nentsprechenden\r\nAuflagen,\r\nUmsetzung Wannenprinzip\r\nmit entsprechender Dimensionierung\r\nLangfristiges PFAS-Verbot, keine PFAS-Nutzung in\r\ntechnischen Anlagen (Bestandsanlagenschutz)\r\nKeine PFAS-Beschichtung von PV-Modulen (Neuinstallation)\r\nVorlage eines Brandschutzkonzeptes und eines Alarmplans\r\nBewirtschaftung der PV-Nutzfläche ohne\r\nPestizid- und Düngemitteleinsatz\r\nReinigung der PV-Module ausschließlich mit Wasser\r\nPFAS\r\n4 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 5\r\nWasserschutzgebiete dienen dazu die aktuelle und zukünftige\r\nWasserversorgung qualitativ und quantitativ sicherzustellen.\r\nAus diesem Grund unterliegen diese Gebiete einem\r\nbesonderen Schutz. Dieser Schutz zielt unter anderem darauf\r\nab, Risiken zu minimieren, um den Schutz der Trinkwassergewinnung\r\nzu jedem Zeitpunkt sicherzustellen. Die\r\nMöglichkeit der Festlegung von Wasserschutzgebieten ist im\r\nWasserhaushaltsgesetz §51 verankert. Dieser definiert, dass\r\nGewässer vor bestehenden oder künftigen nachteiligen Einwirkungen\r\nzu schützen und jegliche schädlichen Einträge\r\nwie Bodenbestandteile, Dünge- und Pflanzenschutzmittel\r\nzu vermeiden sind.\r\n3 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz, Trinkwasserschutzgebiete – Einführung und Situation\r\nvom 01.12.2012, URL: Trinkwasserschutzgebiete | BMUV\r\nDas Wasserschutzgebiet wird in der Regel in drei Schutzzonen\r\nunterteilt, in Abhängigkeit von der Entfernung zur\r\neigentlichen Trinkwassergewinnungsanlage.3\r\nInsgesamt umfassen die Wasserschutzgebiete 13.8 % der\r\nFläche Deutschlands, wobei die Anteile an der Landesfläche\r\nund ihre Verteilung auf die drei Schutzzonen unter den\r\nBundesländern erheblich auseinanderfallen, z. B. aufgrund\r\nunterschiedlicher geologischer Gegebenheiten.\r\nZone Ι (Fassungsbereich) dient dem Schutz der Trinkwassergewinnungsanlage\r\nund der unmittelbaren Umgebung\r\nvor jeglichen Verunreinigungen/Beeinträchtigungen. Sie\r\numfasst mindestens 10 m. Nur Tätigkeiten zur Aufrechterhaltung\r\nder Wassergewinnung sind dort zulässig. Sie ist die\r\nkleinste der drei Schutzzonen.\r\nZone ΙΙ (Engere Schutzzone) dient vor allem dem Schutz\r\nvor pathogenen Mikroorganismen, die der Trinkwassergewinnungsanlage\r\nSchaden zufügen können, aber auch dem\r\nSchutz vor Beeinträchtigungen aufgrund geringer Fließdauer.\r\nSie beginnt bei der Grenze von Zone Ι bis zu einer\r\nGrenze, zu der das Grundwasser eine 50-tägige Fließdauer\r\neinhält, bis es auf die Trinkwassergewinnungsanlage trifft.\r\nZone ΙΙΙ (Weitere Schutzzone) dient dem Schutz vor weitreichenden\r\nBeeinträchtigungen, wie z. B. schwer abbaubaren\r\nchemischen oder radioaktiven Verbindungen. Sie umgibt\r\ndie Zone ΙΙ und reicht bis zum unterirdischen Einzugsgebiet\r\nder Fassungsanlage.\r\nFür den Bau von PV-Freiflächenanlagen gibt der Bundesverband\r\nder Energie- und Wasserwirtschaft e.V. folgende\r\nEmpfehlungen:\r\n3 Grundsätzliche Festlegungen\r\nzur Nutzung der Wasserschutzgebietszonen\r\n(WSGZ) Abbildung 1: Karte der Wasserschutzgebiete\r\nin der Bundesrepublik Deutschland. Quelle: BfG/LAWA\r\nWasserkörper für die Entnahme von\r\nWasser für den menschlichen Gebrauch\r\nnach Art. 7 EG-WRRL\r\nOberflächenwasserkörper mit\r\nTrinkwasserentnahme\r\nTiefe Grundwasserkörper mit\r\nTrinkwasserentnahme\r\nGrundwasserkörper und -gruppen in\r\nHauptgrundwasserleitern mit\r\nTrinkwasserentnahme\r\nTrinkwasserschutzgebiet\r\n0 40 80 160 km\r\nBackground Data:\r\nAusdruck vom: 08.04.2025\r\nKartentitel\r\n© WasserBLIcK / Bundesanstalt für Gewässerkunde (BfG)\r\nFachdaten: Zuständige Behörden der Länder (WFD Report 2022, 14.04.2022)\r\n±\r\nΙ\r\nΙ Ι\r\nΙ Ι Ι\r\n6 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 7\r\n4 Varianten von\r\nPhotovoltaik-Anlagen\r\nUm die Potenziale zum Ausbau der Erneuerbaren Energien auszuschöpfen, beschränkt sich der Ausbau der Erneuerbaren Energien nicht nur auf eine Variante der PV-Anlagen. Die Wasserwirtschaft im BDEW plädiert daher für die Verwendung jeglicher PV-Anlagen, soweit die festgelegten wasserwirtschaftlichen Rahmenbedingungen zum Erhalt der öffentlichen Trinkwasserversorgung eingehalten werden. Die unterschiedlichen PV-Modul Varianten eine effiziente Landnutzung und nachhaltige Energieproduktion gewährleisten.\r\nIm Folgenden werden die PV-Anlagen spezifiziert und Besonderheiten der verschiedenen PV-Varianten erläutert.\r\nVorab ist festzuhalten, dass besondere Solaranlagen eine effiziente Doppelnutzung von Flächen ermöglichen und nicht nur der Energieerzeugung dienen wie die PV-Freiflächenanlagen. Zu den besonderen PV-Anlagen zählen: Agri-PV, Floating-PV, Moor-PV und Parkplatz-PV. Die besonderen PV-Anlagen stärken neben der Flächendoppelnutzung auch Ökosystemleistungen durch naturschutzrelevante Vorgaben und diversifizieren die Einkommensquelle. Zusätzlich schützen besondere PV-Anlagen die darunter liegenden Flächen und sorgen für weniger Verdunstung, was zu einem günstigeren Mikroklima führt.\r\nPV-Freiflächenanlage\r\nPV-FFA ist eine ebenerdige PV-Anlage auf einer Freifläche, die der reinen Energiegewinnung dient und damit keine Doppelnutzungsabsicht mitbringt. Sie wird nicht auf Gebäuden oder an Fassaden errichtet.\r\nAgri-PV\r\nAgri-PV-Anlagen können nur auf landwirtschaftlicher Fläche errichtet werden sowohl in horizontaler als auch vertikaler Bauweise. Sie werden teilweise auch zum Schutz der Pflanzen vor klimatischen Ereignissen installiert.\r\nFloating-PV\r\nFloating-PV-Module dürfen ausschließlich auf künstlichen Gewässern im Sinne des § 3 Nr. 4 WHG installiert werden oder ein erheblich verändertes Gewässer im Sinne § 3 Nr. 5 WHG, die nicht der öffentlichen Trinkwasserversorgung dienen.\r\nMoor-PV\r\nMoor-PV-Anlagen dürfen nur mit der Maßgabe errichtet werden Moore wieder zu vernässen und zu renaturieren.\r\nParkplatz-PV\r\nÜber den Parkplatzflächen werden hoch aufgeständerte PV-Module installiert. Dadurch kommt es zu einer effektiven Doppelnutzung von Parken und Energieerzeugung, die gleichzeitig Schatten spendet und Wärmeinseleffekten entgegenwirkt.\r\nWSGZ Ι Ι Ι\r\n›\r\nEinweisung der Baufirmen über die besonderen Anforderungen zur Arbeit in WSGZ\r\n›\r\nhydrologische Baubegleitung und Einbezug der Wasserversorgungsunternehmen\r\n(Bau & Rückbau)\r\n›\r\nBelastung durch Asphaltierung oder Wartung/Betankung der Baumaschinen\r\nsind zu vermeiden\r\n›\r\nTiefengründung nur aus Materialien ohne Gefahrstoffe; keine reliefbedingten Veränderungen\r\nder Erdoberfläche\r\n›\r\nBeeinträchtigung der Regenaufnahmefähigkeit und Durchlüftung von Böden auf das\r\nabsolut notwendige Maß reduzieren\r\n›\r\nbesondere Berücksichtigung bei der Auswahl der Bauteile im Hinblick\r\nauf wassergefährdende Stoffe\r\n›\r\nÖlnutzung in technischen Anlagen unter entsprechenden Auflagen,\r\nUmsetzung Wannenprinzip mit entsprechender Dimensionierung\r\n›\r\nlangfristiges PFAS-Verbot, keine PFAS-Nutzung in technischen Anlagen (Bestandsanlagenschutz)\r\n›\r\nkeine PFAS-Beschichtung von PV-Modulen (Neuinstallation)\r\n›\r\nVorlage eines Brandschutzkonzeptes\r\n›\r\nBewirtschaftung der PV-Nutzfläche ohne Pestizid- und Düngemitteleinsatz\r\n›\r\nReinigung der PV-Module ausschließlich mit Wasser\r\nWSGZ Ι\r\n›\r\nPV-Anlagen nur auf Dächern (verschärfte Brandschutzanforderungen an elektrotechnische Anlagen\r\nWSGZ Ι Ι\r\n›\r\nkeine Beeinträchtigung der Grundwasserleiter\r\n›\r\nAbstand zu Trinkwasserbrunnen in Absprache der Lage und örtlichen Situation gemäß jeweiligem Schutzgebiet mit dem WVU\r\n›\r\nentsprechende Anforderungen wie in WSGZ ΙΙΙ\r\nΙ\r\nΙ Ι\r\nΙ Ι Ι\r\n8 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 9\r\nIn diesem Kapitel gibt der BDEW-Empfehlungen für den\r\ngrundwasserverträglichen Ausbau von PV-Freiflächenanlagen\r\nin den Wasserschutzgebietszonen ΙΙ und ΙΙΙ. Zudem\r\nist hervorzuheben, dass im Regelfall der Bau der Anlagen in\r\neinem kurzen begrenzenten Zeitraum potenzielle Auswirkungen\r\nauf das Wasserschutzgebiet haben kann, während\r\nim Betrieb der Anlage eine Beeinträchtigung nahezu ausgeschlossen\r\nwerden kann. Lediglich im Falle eines unvorhergesehenen\r\nFalls (Havarie, Brandereignis, o.ä.) können\r\nUmweltauswirkungen auftreten. Durch die vorgeschlagenen\r\nVorsorge-, Vermeidungs- und Verminderungsmaßnahmen\r\nkönnen diese Fälle weitestgehend ausgeschlossen werden.\r\nAußerdem ist festzuhalten, dass der Betrieb von PV-Freiflächenanlagen\r\nsogar positive Effekte für WSG haben kann,\r\nwenn die Böden aus der intensiven Landbewirtschaftung\r\nherausgenommen werden. Auf den Flächen der PV-Anlagen\r\nsollten i. d. R. keine Pestizide und Düngemittel eingesetzt\r\nwerden. Dadurch kommt es zu einer Wiederherstellung\r\noder Verbesserung von Bodenfunktionen. Darüber\r\nhinaus können verschiedene Lebensräume entstehen, die\r\nzur Erhöhung der Biodiversität in der Landschaft beitragen.\r\nIn Abhängigkeit von der ursprünglichen Bewirtschaftung\r\nder überplanten Flächen können positive Effekte für die\r\nWasserschutzgebiete\r\nentstehen.\r\n5.1 Bauzeitliche Vermeidungs-\r\nund Verminderungsmaßnahmen\r\n5.1.1 Einweisung der Baufirmen\r\nüber die besonderen\r\nAnforderungen\r\nzur Arbeit in WSGZ\r\nVor Beginn der Arbeiten sind die Mitarbeitenden aller Baufirmen\r\nüber die besonderen Anforderungen der Arbeiten in\r\nWasserschutzgebietszonen einzuweisen. Hierzu gehört die\r\nInformation über die besondere Schutzbedürftigkeit der\r\nWasserschutzgebietszonen (Trinkwasserressourcen), die\r\nbesondere Maßnahmen erforderlich macht. Jene werden\r\nunter den weiteren Punkten spezifiziert.\r\n5.1.2 Hydrologische Baubegleitung\r\nunter Einbezug der Wasserversorgungsunternehmen\r\n(Bau & Rückbau)\r\nFür den Ausbau von PV-Freiflächenanlagen sind in den jeweiligen\r\nWasserschutzgebieten die den Trinkwasserquellen\r\nangehörigen Wasserversorgungsunternehmen an der Planung\r\nund den Bau mitzubeteiligen. Die Wasserversorgungsunternehmen\r\nkennen die Grundwasserleitersituationen und\r\ngeologischen Gegebenheiten ihrer Trinkwasserquellen. Aus\r\ndiesem Grund sind die verschiedensten Wissensquellen für\r\neinen optimalen Ausbau zu vereinen. Bei der späteren Bauausführung\r\nsollte die Baubegleitung vor Ort die Umsetzung\r\nder Gewässerschutzmaßnahmen überwachen.\r\nEbenso sind in einem Havariefall die örtlichen Wasserversorgungsunternehmen\r\nzu verständigen und miteinzubeziehen.\r\nAndernfalls verzögert dies auch möglicherweise kurzfristige\r\nAbsprachen im Havariefall, was letztendlich zu Lasten der\r\nQualität und Quantität der Trinkwasseranlage gehen kann.\r\nDem Verursacherprinzip entsprechend ist das Unternehmen,\r\ndas für Planung und den Bau der PV-Anlage/n in Wasserschutzgebietszonen\r\nzuständig war, auch über den Betrieb\r\nder Anlage für den Abbau und die Wiederherstellung der\r\nFläche sowie für die Kostenübernahme verantwortlich. Der\r\nRückbau der Anlage ist rückstandfrei zu gewährleisten. Die\r\nAnforderungen werden zum Zeitpunkt des Rückbaus (nach\r\nca. 30 Jahren Nutzung) gem. der dann gültigen technischen\r\nRegeln und Normen durchgeführt\r\n5.2 Anlagenbezogene\r\nVermeidungs- und Verminderungsmaßnahmen\r\n5.2.1 Belastungen durch Asphaltierung\r\noder Wartung/Betankung der\r\nBaumaschinen sind zu vermeiden\r\nWährend der Bauphase sind Asphaltierungen und Wartungen\r\nsowie Betankungen von Baumaschinen möglichst zu vermeiden\r\noder mit hohen Schutzanforderungen umzusetzen. Dar-\r\n4 Europäische Kommission Vertretung in Deutschland, Geplante EU-Richtlinie zum Bodenschutz: Öffentliche Konsultation gestartet 2022, URL:\r\nGeplante EU-Richtlinie zum Bodenschutz | Vertretung in Deutschland Europäische Kommission\r\n5 BDEW, Stellungnahme zum Legislativvorschlag für eine Richtlinie zur Bodenüberwachung- und Resilienz (COM(2023) 416 final) 2023, URL: Zum\r\nLegislativvorschlag für eine Richtlinie zur Bodenüberwachung- und Resilienz | BDEW\r\nüber hinaus sind die eingesetzten Baufahrzeuge regelmäßig\r\nauf Tropfverluste zu überprüfen.\r\n5.2.2 Tiefengründung nur aus\r\nMaterialien ohne Gefahrstoffe; keine\r\nreliefbedingten Veränderungen der\r\nErdoberfläche\r\nDie für den Ausbau der Erneuerbaren Energie erforderliche\r\nTiefengründung zur Installation der Ständer für die PV-Freiflächenanlagen\r\nwird an mögliches anstehendes Wasser angepasst.\r\nDie Festlegung der Gründungstiefen erfolgt gemäß\r\nBaugrundgutachten und ist standortbezogen anzupassen.\r\nAus Gründen des allgemeinen Grundwasserschutzes wird\r\nempfohlen, dass verzinkte oder magnelisbeschichtete Materialen\r\nnicht in die gesättigte Bodenzone oder Grundwasserschwankungsbereich\r\neinzubringen sind. Das verhindert,\r\ndass Zink in Lösung gehen kann und somit das Grundwasser\r\ngefährdet wird. In der gesättigten Bodenzone bzw. unterhalb\r\ndes höchstens Grundwasserspiegels sind unbeschichtetete\r\nStahlprofile oder auch Kunstoffvarianten zu verwenden.\r\n5.2.3 Beeinträchtigung der Regenaufnahmefähigkeit\r\nund Durchlüftung\r\nvon Böden auf das absolut\r\nnotwendige Maß reduzieren\r\nMomentan befinden sich 70 Prozent der Böden in der EU\r\nin keinem guten Zustand.4 Aus diesem Grund veröffentlichte\r\ndie Europäische Kommission am 05. Juli 2023 ihren\r\nLegislativvorschlag für eine erste Richtlinie zur Bodenüberwachung\r\nund -Resilienz. In Kohärenz zum Null-Schadstoff-\r\nZiel soll sichergestellt werden, dass sich bis 2050 alle Böden\r\nin der EU in einem gesunden Zustand befinden. Diesen\r\nLegislativvorschlag\r\nunterstützt der BDEW.5\r\nFür den Ausbau von PV-Freiflächenanlagen in Wasserschutzgebieten\r\nergibt sich, dass beim Bau der Anlagen auf eine\r\ngleichmäßige Regenaufnahmefähigkeit zu achten ist. Das\r\nbedeutet, dass es aufgrund der Anordnung der Anlage zu\r\nkeinen Trockenstellen sowie permanenten durchnässten\r\nBodenstellen kommen soll. Daher empfiehlt der BDEW eine\r\nbesondere Beachtung der Versickerungssituation bei der\r\nBelegungsplanung. Durch die dauerhafte Begrünung der\r\n5 Wesentliche technische\r\nAspekte zum Einsatz von\r\nPV-Freiflächenanlagen\r\n10 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 11\r\n5.2.6 Langfristiges PFAS-Verbot, keine\r\nPFAS-Nutzung in technischen Anlagen\r\n(Bestandsanlagenschutz)\r\nPer- und polyfluorierte Alkylsubstanzen (PFAS) enthalten\r\nKohlenstoff-Fluorbindungen, diese Bindungen weisen eine\r\nBindungsenthalpie von 485 kJ/mol6 auf und bilden damit\r\ndie stärkste Einfachbindung. Das bedeutet, dass diese Bindungen\r\nnur unter enormer Energiezufuhr gespalten werden\r\nkann. Aus diesem Grund gehören diese Substanzen zu den\r\nEwigkeitschemikalien und belasten wegen der schweren\r\nAbbaubarkeit unsere Umwelt.\r\nZur effektiven Verringerung der Gesamt-Exposition von PFAS\r\nfür den Menschen muss insgesamt die ubiquitäre PFAS-Belastung\r\nder Umwelt verringert bzw. vermieden werden. Deshalb\r\nist ein umfassendes Verbot von PFAS die richtige Strategie.\r\nDas betrifft auch den Ausbau der Erneuerbaren Energien in\r\nWasserschutzgebieten.\r\nDie BDEW-Stellungnahme7 vom 28.07.2024 führt Details\r\nzum Beschränkungsvorschlag aus. Solange für Anlagen\r\nund Nebenanlagen der Erneuerbaren Energien keine\r\nPFAS-freien Alternativen zu vertretbaren Kosten verfügbar\r\nsind, muss eine Verwendung von Produkten mit PFAS im\r\nRahmen geeigneter Übergangsregelungen möglich bleiben.\r\nAndernfalls würden sich zahlreiche Projekte deutlich verzögern,\r\nwas die Energiewende nachhaltig gefährden würde.\r\nAuch die Versorgungssicherheit darf zu keinem Zeitpunkt\r\ngefährdet werden. Aus Sicht des BDEW braucht es daher\r\ninsgesamt eine pragmatische Lösung, welche sowohl die Erreichung\r\nder Klimaziele und der Energiewende sicherstellt\r\nals auch die Schutzwürdigkeit der Trinkwasserressourcen\r\nwiderspiegelt. Dafür müssen folgende Grundsätze gelten:\r\nFür Anwendungsprodukte muss eine angemessene Übergangsfrist\r\nfestgelegt werden. Wenn gleichwertige Alternativstoffe\r\nzu PFAS bekannt und einsetzbar sind, sind diese als\r\ntechnischer Best-Practice-Standard anzusehen und entsprechend\r\nden ECHA-Regelungen nach einer Übergangsfrist von\r\n6.5 Jahren anzuwenden.\r\nEine Vielzahl an Stoffen, die bei der Errichtung von PV-Anlagen\r\nmit verbaut werden, enthalten heute ebenfalls PFAS,\r\nwie z.B. Kabel oder Dichtungen. Für die meisten Produkte\r\nsind noch keine PFAS-freien Alternativen verfügbar. Heute ist\r\nnicht absehbar, wie schnell diese entwickelt werden können.\r\nVor dem Hintergrund der hohen Bedeutung dieser Stoffe ist\r\neine Übergangsfrist von 13.5 Jahren entsprechend den von\r\n6 L. Kolditz, Sitzung der Leibniz-Sozietät 1995, 7, 5−23, URL: Sitzungsbericht der Leibniz-Sozietät, Jahrgang 1995, Band 7 | Leibniz-Sozietät Berlin\r\n7 BDEW, Stellungnahme zum Beschränkungsvorschlag von Per- und polyfluorierten Alkylsubstanzen (PFAS) 2023, URL: Zum Beschränkungsvorschlag\r\nvon PFAS | BDEW\r\nder ECHA vorgeschlagenen Fristen festzulegen. Es besteht das\r\ngemeinsame Verständnis, dass in der Praxis angestrebt wird,\r\nPFAS-freie Materialien in WSGZ zu nutzen. Gerade in den nach\r\n§51 des WHG geschützten Gebieten hätte der PFAS-Eintrag\r\nnicht abschätzbare Folgen für unsere Trinkwasserversorgung.\r\nBereits in Betrieb genommene Anlagen, die PFAS enthalten,\r\ngenießen zudem einen Bestandsschutz. Eine vorzeitige/\r\nverfrühte Erneuerung von Bestandsanlagen wäre volkswirtschaftlich\r\nnicht zielführend und auch logistisch nicht bis\r\nzum Inkrafttreten von Verboten bis voraussichtlich Mitte\r\n2026 umsetzbar. Beispielsweise sind für die Umstellung auf\r\nPFAS-freie Alternativen massive bauliche Maßnahmen notwendig\r\nund/oder die bereits vorhandene Netzinfrastruktur\r\nmit signifikanten Eingriffen verbunden. Dies führt zwangsläufig\r\nzu einem starken Einwirken auf den Untergrund und\r\nkann zu Beeinträchtigungen der Grundwasserleiter führen.\r\nAus diesem Grund sollte das Verbot erst bei einer wesentlichen\r\nÄnderung der Bestandanlage greifen.\r\nPFAS 5.2.7 Keine PFAS-Beschichtung von\r\nPV-Modulen (Neuinstallation)\r\nEs besteht das gemeinsame Verständnis, dass beim Bau\r\nvon PV-Neuanlagen keine Module mit PFAS-Beschichtung\r\nverwendet werden dürfen. Ungefähr 20 % der derzeit produzierten\r\nPhotovoltaikmodule enthalten Polyvinylidenflourid\r\n(PVDF) als Polymerrückseitenfolie. Dies kann den PFAS zugeordnet\r\nwerden. Ebenfalls kann bei glaslosen Modulen das\r\nauf der Vorderseite verwendete Kunststoffmaterial PFAS\r\nenthalten. Der überwiegende Teil der Photovoltaikmodule\r\nwird bereits PFAS-frei produziert.\r\n5.3 Betriebsbedingte\r\nMaßnahmen\r\n5.3.1 Vorlage eines Brandschutz-\r\nkonzeptes und eines Alarmplans\r\nFür den Bau von PV-Freiflächenanlagen ist die Vorlage eines\r\nBrandschutzkonzeptes verpflichtend. Das BrandschutzAnlagen\r\nsowie der Anpassung des Pflegeregimes kann eine\r\noptimale Verteilung und eine flächenhafte Versickerung des\r\nanfallenden Regenwassers erreicht werden. Damit wird Bildung\r\nvon offenen Wasserflächen vorgebeugt und eine optimale\r\nBelüftung der Böden ermöglicht.\r\nZur Minderung der Beeinträchtigungen durch Versiegelung\r\nempfiehlt der BDEW, Zufahrten und Wege mit wasserdurchlässigen\r\nBelägen zu befestigen.\r\nDas auf den Photovoltaikmodultischen und den baulichen\r\nAnlagen für die technische Infrastruktur anfallende Niederschlagswasser\r\nist zur Anreicherung des Grundwassers auf\r\nden Grundstücken breitflächig über die belebte Bodenzone\r\nzur Versickerung zu bringen.\r\n5.2.4 Besondere Berücksichtigung bei\r\nder Auswahl der Bauteile im Hinblick\r\nauf wassergefährdende Stoffe\r\nUm nachteilige Veränderungen der Wasserschutzzonen\r\nauszuschließen, ist auf die Verwendung von wassergefährdenden\r\nStoffen entsprechend der Verordnung über Anlagen\r\nzum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV) soweit\r\nmöglich zu verzichten. Die Auswahl der Baustoffe hängt\r\nauch entscheidend vom Grundwasserspiegel ab.\r\nDie für die Errichtung von PV-Freiflächenanlagen eingesetzten\r\nBaustoffe enthalten in der Regel keine wassergefährdenden\r\nStoffe. Lediglich bei der Auswahl der für die Modultische\r\neingesetzten Pfosten ist darauf zu achten, dass eine\r\nAuswaschung von Stoffen auf ein Mindestmaß reduziert\r\nwird (siehe Punkt 5.2.2). In der gesättigten Bodenzone bzw.\r\nunterhalb des höchstens Grundwasserspiegels sind unbeschichtetete\r\nStahlprofile oder auch Kunstoffvarianten zu\r\nverwenden. Bei der Auswahl der Module sind unbeschichtete\r\nGlasoberflächen zu nutzen, die im Markt bereits ausreichend\r\nzur Verfügung stehen. Es besteht das gemeinsame\r\nVerständnis zukünftig Elemente zu nutzen, die nicht zu einer\r\nAuswaschung von wassergefährdenden Stoffen führen.\r\nDie zugehörigen Betriebsflächen, dürfen nur mit schadstofffreien\r\nNaturschotter hergestellt werden.\r\n5.2.5 Ölnutzung in technischen\r\nAnlagen unter entsprechenden\r\nAuflagen, Umsetzung Wannenprinzip\r\nmit entsprechender Dimensionierung\r\nUm die Qualität und Quantität der Trinkwasserquelle sicherzustellen,\r\nist die Verwendung von Ölen (z. B. in den Trafos)\r\nauf ein Minimum zu reduzieren. Das bedeutet, dass im Regelfall\r\nauf ölfreie technischen Alternativen zurückzugreifen\r\nist. Darüber hinaus ist auf die Verwendung von fluorhaltigen\r\nSubstanzen (PFAS) zu verzichten.\r\nSollte die Inbetriebnahme der PV-Freiflächenanlagen nur unter\r\nÖlnutzung (auch biologisch abbaubare Öle) zu realisieren\r\nsein, so ist zum Schutz der Trinkwasserquelle – insbesondere\r\nin der Schutzzone ΙΙ - eine ausreichend dimensionierte Ölwanne\r\nunter das entsprechende Bauteil (z. B. Trafohäuschen)\r\nzu verbauen. Die ausreichende Dimensionierung muss mindestens\r\ndas Fassungsvolumen der in der Maschine befindlichen\r\nFlüssigkeiten abdecken.\r\nAbbildung 2: Wannenunterbau mit ausreichender Dimensionierung.\r\nQuelle: Juwi\r\nAußerdem ist zu berücksichtigen, dass im Falle einer Havarie\r\nauch unter Hinzukommen eines Starkregenereignisses das\r\nFassungsvolumen der Wanne kein Auslaufen der darin befindlichen\r\nFlüssigkeiten zulässt. Darüber hinaus müssen\r\nÖlbindemittel und geschlossene Container zur Sicherung\r\nvon eventuell kontaminiertem Boden vorgehalten werden.\r\nDie Anforderungen zum Schutz vor Austreten von wassergefährdenden\r\nStoffen wird dann im notwendigen Bebauungsplan\r\noder Baugenehmigung geregelt und ist bereits heute\r\nStandard.\r\nÖlwanne/Keller\r\n12 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 13\r\nkonzept ist daher zwingend mit der örtlichen Feuerwehr abzustimmen.\r\nPFAS-Löschmittel sind extrem beständig und haben bereits zu Sperrungen von Trinkwasserbrunnen geführt.8 Die AFFF-Löschschäume (aqueous film-forming foams)9 sickern zuerst in den Boden und dann über die Zeit in das Grundwasser. Die Dekontamination ist zum einen nicht nur aufwendig, sondern vor allem kann sie durch die verschiedenen\r\n8 Umweltbundesamt, Poly- und perfluorierte Alkylsubstanzen in Feuerlöschmitteln – ein Problem für Mensch und Umwelt, URL: PFAS in Feuerlöschmitteln | Umweltbundesamt\r\n9 E. F. Houtz, C. P. Higgins, J. A. Field, D.L. Sedlak, Environmental Science & Technology 2013, 47, 15, 8187-8195, DOI: 10.1021/es4018877.\r\nStrömungen nicht begrenzt werden und endet in einem nicht kontrollierbaren Ausmaß. Aus diesem Grund ist im Brandschutzkonzept ausschließlich die Verwendung von PFAS-freien Löschmitteln erlaubt. In der Regel wird beim Brand einer PV-Anlage keine direkte Löschung vorgenommen. Ziel der Brandbekämpfung ist es ein Übergreifen der Brandes auf andere Schutzgüter zu verhindern. Falls der Brand auf umliegende Flächen übergreift, wird dort immer mit Wasser gelöscht.\r\nAbbildung 3: Feuerwehrplan eines Solarparks. Quelle: Juwi\r\nFSDFSD20,0020,00Koordinate Parkeinfahrt (ETRS89):Ostwert:434340mNordwert:5489369mGeografisch (WGS 84):Länge: O 8,09220°Breite: N 49,55336°Koordinate Parkeinfahrt (ETRS89):Ostwert:434364mNordwert:5489264mGeografisch (WGS 84):Länge: O 8,09254°Breite: N 49,55241°TransformatorTransformatorZuwegung,dauerhaftnicht befahrbareFlächenbesondererGefahrenbereichWarnung - gefährlicheelektrische SpannungPhotovoltaik BereichFSDSchlüsseltresorDateiname: EiSelt_Feuerwehr.dwgA3 -\r\n(\r\n420 x\r\n297 )mmProjektphase:BetriebsphaseLegende:Bemerkung:Vertraulichkeit der Daten!Die dargestellten Daten und Informationen dieser Zeichnung sind mithöchster Sorgfalt und Vertraulichkeit zu behandeln und dürfen Drittenohne schriftliche Einverständniserklärung des Urhebers nichtzugänglich gemacht werden.Bauvorhaben:SolarparkMaßstab:1:2500Plansatz Feuerwehr beinhaltet:Übersichtsplan:Projekt_Feuerwehr_SolarparkÜbersichtsplan:Projekt_Feuerwehr_Anfahrt SolarparkDetailplan:Projekt_Feuerwehr_Detailplan ZufahrtstorePlannummer:1 von 1Planung:Stand von:23.08.2023Planbezeichnung:ÜbersichtsplanSolarparkAdresse:SolarparkFeuerwehrzufahrtZaunAnfahrpunkt fürRettungsfahrzeugeNUMMERHaupttorAnfahrtswegGenehmigungsfeld:Brandschutztechnisch geprüft und zugestimmtBrandschutzdienststelle DonnersbergkreisKirchheimbolanden, den 17.08.2023Genehmigungsnummer: 2023.08.67304.1.01.3.34\r\nNeben der Erstellung eines Brandschutzkonzeptes wird bereits für den Bau der Anlage ein Alarmplan aufgestellt. Dieser dient dazu im Falle eines Brandes oder einer Havarie die notwendigen Schritte festzulegen und die jeweiligen Ansprechpartner zu benennen (Informationskette). Der Alarmplan enthält auch die Hinweise auf die spezifischen Anforderungen, die sich durch die Lage im Wasserschutzgebiet ergeben. Eine Einweisung der beteiligten Baufirmen und der Feuerwehr erfolgt vor Baustart bzw. zur Inbetriebnahme der Anlage. 5.3.2 Bewirtschaft ung der PV-\r\nNutzfläche ohne Pestizid- und\r\nDüngemitteleinsatz\r\nDie Verordnung über Anlagen zum Umgang mit wassergefährdenden Stoffen (AwSV) regelt das Vorgehen zu Jauche, Gülle- und Silagesickersaftanlagen (JGS-Anlagen).\r\nUm ungewollte Stoffeinträge in den Boden im Wasserschutzgebiet zu vermeiden, wird ein biodiversitätsoptimiertes Pflegekonzept angewandt: Ab Juni erfolgt eine maximal zweischürige Mahd, zudem wird auf den Einsatz von Düngemitteln und Pestiziden verzichtet. Zudem wird auf Pflegeschnitte in der Brutzeit verzichtet.\r\nBei der Pflege der Grünflächen werden keine Herbizide oder Pestizide eingesetzt. 5.3.3 Reinigung der PV-Module\r\nausschließlich mit Wasser\r\nDie PV-Module der PV-Freiflächenanlage sind ausschließlich mit Wasser zu säubern.\r\n14 Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW Empfehlungen zur Nutzung von PV-Anlagen in Wasserschutzgebieten – Vorschläge aus Sicht des BDEW 15\r\nHerausgeber\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nAnsprechpartnerinnen\r\nGeschäftsbereich Wasser und Abwasser\r\nDr. Angelique Ladwig\r\nTelefonnummer: +49 30 300199-1214\r\nangelique.ladwig@bdew.de\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemintegration\r\nDr. Ruth Brand-Schock\r\nTelefonnummer: +49 30 300199-1310\r\nruth.brand-schock@bdew.de\r\nStand: 03/2025\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregionalen Unternehmen. Sie 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 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 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 Compliance Richtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. 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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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 14. Mai 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\nzum Referentenentwurf des Kraftwerkssicherheitsgesetzes\r\nSeite 2 von 25\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung: Anlass und Motivation ...................................................................... 3\r\n2 Investitionsrisiko Wasserstoffumstieg - zu § 6 KraftAusG-E: Vorgaben zum\r\nBetrieb der Anlagen ........................................................................................... 6\r\n2.1 BDEW-Vorschlag für Ausnahmeregelungen in § 6 KraftAusG-E ................................ 8\r\n2.1.1 Investitionsrisiko: Mengenverfügbarkeit ................................................................... 8\r\n2.1.2 Investitionsrisiko: Technologieverfügbarkeit ............................................................ 9\r\n2.1.3 Rechtsfolge für beide Investitionsrisiken ................................................................ 11\r\n3 Technische Anforderungen - zu § 7 i.V.m. Anlage 1 KraftAusG-E ........................ 13\r\n3.1 SDL-Anforderungen nach § 7 i.V.m. Anlage 1 KraftAusG-E ..................................... 14\r\n3.1.1 BDEW-Lösungsvorschlag: Bonus für die Errichtung von Momentanreserve-\r\nPotenzialen .............................................................................................................. 16\r\n3.1.2 BDEW-Alternativvorschlag: Verpflichtung zur Teilnahme am\r\nMomentanreservemarkt.......................................................................................... 19\r\n3.2 RoCoF-Anforderungen: ............................................................................................ 23\r\n4 Regionale Steuerung - Zu § 20 KraftAusG .......................................................... 24\r\nSeite 3 von 25\r\n1 Einleitung: Anlass und Motivation\r\nDie geplanten Ausschreibungen für neue Kraftwerkskapazitäten über das Kraftwerkssicherheitsgesetz\r\n(KWSG) stehen unter erheblichem Zeitdruck. Obwohl sie bereits seit über zwei\r\nJahren angekündigt sind, müssen sie nach Abschluss des nationalen Gesetzgebungsverfahrens\r\nnoch von der Europäischen Kommission offiziell genehmigt werden. Um die dringend benötigten\r\nInvestitionen in gesicherte Leistung anzustoßen, ist es essenziell, dass der Prozess nun zügig\r\nvoranschreitet und zum Abschluss gebracht wird.\r\nWir beziehen uns auf den noch vom BMWK im Dezember 2024 vorgelegten Referentenentwurf.\r\nZwar ist dieser mit dem geplanten Ausschreibungsdesign der zwei Säulen noch nicht in\r\njeder Hinsicht optimal ausgestaltet. Jedoch sollten aufgrund des engen Zeitrahmens grundlegende\r\nÄnderungen vermieden werden, da sie den Ausschreibungsstart weiter verzögern\r\nkönnten. Da die zweite Säule einen deutlich verlässlicheren Investitionsrahmen mit weniger\r\nnicht beeinflussbaren Unwägbarkeiten bietet als die erste Säule und schnell umgesetzt werden\r\nkann, sollte sie fokussiert werden.\r\nEin zentrales Schlüsselelement für den Erfolg sowie einen wirksamen Wettbewerb in den geplanten\r\nAusschreibungen ist es zudem gemeinsam mit der EU-Kommission zu klären, in welchem\r\nUmfang Ausschreibungsmengen von der ersten in die zweite Säule übertragen werden\r\nkönnen. Eine Verschiebung von Ausschreibungsmengen in Säule 2 kann zusätzliche Investitionsentscheidungen\r\nund somit mehr Gigawatt anreizen.\r\nAus Sicht des BDEW sollte außerdem für den Fall, dass in der ersten Säule ausgeschriebene\r\nMengen nicht vollständig bezuschlagt werden, geprüft werden, inwieweit diese nicht vergebenen\r\nMengen auf die zweite Säule übertragen und dort im Rahmen der nächsten Ausschreibungsrunde\r\nzusätzlich berücksichtigt werden können. Zudem ist zu erwägen, die Ausschreibungen\r\nder zweiten Säule zeitlich vorzuziehen, falls sich der Ausschreibungsstart infolge der in\r\ndiesem Papier vorgeschlagenen Anpassungen, etwa durch erforderliche Abstimmungen zur\r\nersten Säule mit der Europäischen Kommission, erheblich verzögern, sollte. Dadurch können\r\ndringend benötigte Investitionsanreize zeitnah gesetzt werden.\r\nUm der Notwendigkeit der schnellen Umsetzung Nachdruck zu verleihen, bringt der BDEW\r\nsich mit diesem Positionspapier proaktiv und mit den erforderlichen Änderungen am noch\r\nvom BMWK im Jahr 2024 erarbeiteten Referentenentwurf (RefE) ein. Der Fokus dieses Positionspapiers\r\nliegt dabei insbesondere auf der ersten Säule, da dort im RefE hohe Investitionsrisiken\r\nbestehen, die von den Kraftwerksbetreibern nicht unmittelbar beeinflusst werden können.\r\nTrotz dieser Herausforderungen bieten die vorgeschlagenen Änderungen in diesem\r\nSeite 4 von 25\r\nPositionspapier pragmatische Lösungen, um schnell die notwendigen Investitionsanreize setzen\r\nzu können und eine erfolgreiche Umsetzung des KWSG zu ermöglichen.\r\nDabei ist zu betonen, dass das Konzept auf intensiver Prüfung mit und zahlreichen Kompromissen\r\nzwischen den Marktteilnehmern beruht, aber einen gangbaren Weg darstellt, um kurzfristig\r\ndie dringend benötigten Erzeugungskapazitäten in den Markt zu bringen. Gleichzeitig\r\nmuss ein Kapazitätsmarkt ausgearbeitet und perspektivisch eingeführt werden, um langfristig\r\nVersorgungssicherheit zu gewährleisten. Denn es sind weitere Investitionen in gesicherte Leistung\r\nerforderlich, um den steigenden Herausforderungen der Energiewende in Bezug auf Versorgungs-\r\nund Systemsicherheit gerecht zu werden.\r\nGrundsätzlich ist es wichtig, zügig mit den Ausschreibungen zu beginnen.\r\nIn der zweiten Säule schlägt der BDEW eine Festlegung nach § 28 Abs. 13b) KraftAusG-E auf\r\ndas Ende fossiler Emissionen für das Jahr 2045 vor.\r\n„b) ab dem 1. Januar 2045 die Klimaneutralität der Stromerzeugung erreicht wird.“\r\nDies gewährleistet, dass die Anlagen in ein zukunftsfähiges Energiesystem integriert werden\r\nkönnen. Die Wahl der Dekarbonisierungstechnologie verbleibt bei den Kraftwerksbetreibern\r\nauf Basis des EU-Emissionshandels. Durch eine größere Flexibilität in der Mengenverteilung\r\nzwischen den beiden Säulen könnten die Marktmechanismen besser genutzt und die gesicherte\r\nLeistung auf eine wirtschaftlich tragfähige Basis gestellt werden.\r\nDer BDEW begrüßt die bereits erfolgten Änderungen des BMWK am letzten Referentenentwurf\r\nsowie die Anpassungen, die seit der BMWK-Konsultation im Herbst 2024 vorgenommen\r\nwurden. Gleichzeitig sieht der Verband folgende weitere Anpassungen als zwingend erforderlich\r\nan, um die Investitionssicherheit zu erhöhen und eine effiziente Umsetzung der Ausschreibungen\r\nmit möglichst hohem Wettbewerb sicherzustellen.\r\n› Ein wesentliches Kriterium ist die Verfügbarkeit der notwendigen Technologien sowie die\r\nlangfristige Sicherstellung der Versorgung mit genügend Wasserstoff. Beide Faktoren sind\r\nvon den Kraftwerksbetreibern nicht direkt beeinflussbar. Die geplanten Wasserstoffkapazitäten\r\nmüssen mit der tatsächlichen Entwicklung der Wasserstoffinfrastruktur und der Verfügbarkeit\r\nentsprechender Brennstoffe in Einklang gebracht werden. Ohne eine verlässliche\r\nPerspektive für die Versorgung mit Wasserstoff könnte es zu erheblichen Unsicherheiten\r\nbei Investitionen kommen. Daher sollte auf bestehende, im Gesetz vorgesehene Ausnahme-\r\nMechanismen aufgesetzt werden, die Risiken für die H2-Technologie- sowie die\r\nSeite 5 von 25\r\nH2-Mengenverfügbarkeit adressieren und somit Planungs- und Investitionsrisiken reduzieren.\r\n› Darüber hinaus müssen die aktuell im KraftAusG-E formulierten Technischen Anforderungen\r\nan die Erbringung von Systemdienstleistungen und die Systemanforderungen angepasst\r\nwerden. Die Robustheit gegenüber schnellen Frequenzänderungen ohne Trennung\r\nvom Netz (Rate of Change of Frequency oder RoCoF) ist eine wichtige Größe, die mittelund\r\nlangfristig für die Stabilität des Netzes relevant ist. Im Sinne einer klaren Struktur der\r\ntechnischen Regelwerke sollten keine Werte im Gesetz oder einer noch zu erlassenden Verordnung\r\nfestgehalten werden. Stattdessen sind diese Werte bereits in den Technischen Anschlussregeln\r\n(TAR) definiert. Um sicherzustellen, dass die für die Netzstabilität erforderliche\r\nMomentanreserve und Blindleistung erbracht wird, unterbreitet der BDEW nachfolgend\r\n(unter 3.) einen Lösungsvorschlag („Bonusmodell“) und einen Alternativvorschlag\r\n(„Verpflichtungsmodell“): Da noch Unsicherheiten bzgl. der konkreten Umsetzung und Wirkung\r\ndes Momentanreservemarktes bestehen, ist ein Verpflichtungsmodell nachrangig zu\r\nbetrachten.\r\n1. Schaffung eines Anreizes über einen Bonus für die Errichtung von zusätzlichem Momentanreserve-\r\nPotenzialen im Zuge der KWSG-Ausschreibungen;\r\n2. Alternativ für den Fall, dass aus beihilferechtlicher Sicht das Bonusmodell nicht realisierbar\r\nist, sollte eine Verpflichtung der bezuschlagten Betreiber, sich mit zusätzlichem\r\nMomentanreservepotenzial an den Momentanreservemärkten zu beteiligen,\r\naufgenommen werden.\r\n› Eine weitere Anpassung betrifft die regionale Steuerung, deren Evaluation ausgeweitet\r\nwerden sollte. Es ist für die Stabilität des Stromnetzes und dem Gelingen der Energiewende\r\nvon hoher Bedeutung, dass geprüft wird, dass sowohl Zubau im Süden als auch im Norden\r\nentsteht.\r\nDie genannten und in den weiteren Kapiteln ausgeführten Anpassungen sind entscheidend,\r\num die Rahmenbedingungen für eine erfolgreiche Ausschreibung weiter zu optimieren und die\r\nangestrebten Investitionsziele zu erreichen. Der BDEW hält es für unerlässlich, diese Aspekte\r\nin den weiteren Gesetzgebungsprozess einzubeziehen.\r\nWeitere in der Konsultation zum KWSG und zur Konsultation des Referentenentwurfs eingebrachte\r\nund in der aktuellsten Version des RefE nicht berücksichtigte Punkte gelten darüber\r\nhinaus und sind bei der Ausgestaltung zu beachten.\r\nSeite 6 von 25\r\n2 Investitionsrisiko Wasserstoffumstieg - zu § 6 KraftAusG-E: Vorgaben zum Betrieb\r\nder Anlagen\r\nKraftwerksbetreiber, die jetzt in auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke investieren, investieren\r\nin eine Zukunftstechnologie und -ressource, deren Entwicklung und Verfügbarkeit sich erst\r\nin den kommenden Jahren abzeichnen wird. Dies umfasst neben einer Vielzahl marktlicher Risiken,\r\ndie von den Kraftwerksbetreibern zu tragen sind, auch einige rechtliche Unsicherheiten\r\n– etwa im Hinblick auf die bislang nicht konkretisierte Ausgestaltung des Genehmigungsrahmens\r\nfür Wasserstoffkraftwerke, wozu sich der BDEW bereits positioniert hat. Trotz dieser\r\nUnsicherheit können Kraftwerksbetreiber die staatliche Förderung nach dem KraftAusG-E nur\r\ndann behalten, wenn sie rechtzeitig, d.h. spätestens im 8. Jahr nach Inbetriebnahme, das Gaskraftwerk\r\nauf Wasserstoff umstellen können. Gelingt dies nicht, weil nicht im 8., sondern\r\nbspw. erst im 9. oder 10. Jahr ausreichend Wasserstoff für den Umstieg zur Verfügung steht\r\nbzw. die Technologie zum Betrieb des Kraftwerks mit 100 % Wasserstoff1 entwickelt ist, ist die\r\nFörderung vollständig zurückzuzahlen. Dieser Umstand birgt erhebliche Risiken, die ein wesentliches\r\nInvestitionshemmnis darstellen:\r\n› Nach heutigem Stand der Technik sind H2-ready Kraftwerke erst mit einem Anteil von wenigen\r\nProzent bis zu 50 % Wasserstoff betreibbar. Kein Hersteller übernimmt die Haftung für\r\ndas Risiko, dass ein Umstieg auf 100 % Wasserstoff nicht möglich ist, jedenfalls nicht für die\r\nim Gesetzentwurf vorgesehenen 200 Vollbenutzungsstunden in den ersten vier Jahren.\r\n› Hinsichtlich der Wasserstoffverfügbarkeit ist zu beachten, dass diese nicht allein von dem\r\nAnschluss des Kraftwerks an das H2-Kernnetz, sondern auch von der Existenz ausreichender\r\nSpeicher, einheimischer H2-Erzeugung, H2-Importen und einem funktionierenden Markt in\r\neinem einheitlichen Marktgebiet abhängt. Selbst dann, wenn Wasserstoff vorhanden sein\r\n1 Wie bereits in früheren Stellungnahmen dargelegt, ist der Einsatz von Erdgas in H₂-Gasturbinen nach aktuellem\r\nStand der Technik zumindest für den Anfahrprozess und die Stützfeuerung erforderlich. Diese technische Notwendigkeit\r\nsollte im Gesetz entsprechend berücksichtigt werden, da derzeit nicht absehbar ist, welcher maximale\r\nWasserstoffanteil von jedem neuen Turbinentyp bis zum geplanten Umstellungszeitpunkt, der acht Jahre\r\nnach Inbetriebnahme vorgesehen ist, technisch sicher beherrscht werden kann. Im weiteren Text wird der Lesbarkeit\r\nhalber von einem vollständigen Umstieg auf 100 % Wasserstoff gesprochen. Dies entspricht dem maximalen\r\ntechnisch möglichen Anteil im Umstiegsjahr und dient der vereinfachten Darstellung der angestrebten Zielsetzung.\r\nSeite 7 von 25\r\nsollte, kann ohne einen funktionierenden Wasserstoffmarkt kein objektiver Wasserstoffpreis\r\nfür den Differenzvertrag zu Erdgas (Brennstoff-CfD) bestimmt werden. Trotz einer\r\nVielzahl von Projekten besteht ein Risiko, dass der entsprechende Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft\r\nzum Umstiegszeitpunkt nicht gegeben ist. Bei begrenzter H2-Verfügbarkeit\r\nwäre mit einem minimalen H2-Einsatz von jährlich 200 Vollbenutzungsstunden kein wirtschaftlicher\r\nBetrieb möglich.\r\nIm vorliegenden Referentenentwurf ist als Investitionsrisiko bereits berücksichtigt, dass das\r\nKraftwerk nicht rechtzeitig an das Wasserstoff-Kernnetz angeschlossen werden und über das\r\nKernnetz nicht mit Wasserstoff versorgt werden kann. Für diesen Fall enthält § 2 Nr. 40 i.V.m.\r\n§ 6 KraftAusG-E eine Ausnahme von der Pflicht, acht Jahre nach Inbetriebnahme des Kraftwerks\r\nauf Wasserstoff umzustellen.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, zwei weitere Ausnahmeregelungen in das KraftAusG-E aufzunehmen,\r\nwenn zum Zeitpunkt des Umstiegsdatums\r\n1. nicht genug Wasserstoff für den Betrieb der ausgeschriebenen Kraftwerke vorhanden\r\nist, um die Voraussetzungen des § 6 KraftAusG-E zu erreichen, oder\r\n2. die Technologie zum Betrieb des Kraftwerks mit 100 % Wasserstoff (noch) nicht verfügbar\r\nbzw. hinreichend ausgereift ist.\r\nAus Sicht des BDEW sind diese Fälle vergleichbar mit dem im Gesetzentwurf bereits vorgesehenen\r\nAusnahmetatbestand:\r\n› Sie sind wesentliche Voraussetzungen für den Umstieg des bezuschlagten Kraftwerks auf\r\neine Stromerzeugung mit Wasserstoff. Ohne Wasserstoff, ohne Anschluss an das Kernnetz\r\nund ohne Technologie kann der Umstieg nicht erfolgen.\r\n› Nach aktuellem Stand ist davon auszugehen, dass die Voraussetzungen an den Umstieg der\r\nKraftwerke zukünftig erfüllt werden können; nicht absehbar ist hingegen, ob dies im achten\r\nJahr nach Inbetriebnahme der bezuschlagten Kraftwerke der Fall ist, oder ggf. erst später.\r\nDiese Unwägbarkeit beim Anschluss an das Kernnetz berücksichtigt § 2 Nr. 40 KraftAusG-E;\r\ndie Verfügbarkeit des Wasserstoffs und die erforderlichen Umstiegstechnologien bleiben\r\nim Referentenentwurf allerdings offen.\r\n› Die rechtzeitige Erfüllung der Voraussetzungen des § 6 KraftAusG-E liegt nicht im alleinigen\r\nEinflussbereich der Kraftwerksbetreiber, sondern an externen Faktoren und Marktakteuren.\r\nKraftwerksbetreiber können und werden sich dafür einsetzen, dass Wasserstoff,\r\nSeite 8 von 25\r\nwasserstofffähige Kraftwerkstechnologien und ein Anschluss an das Kernnetz erfolgen können;\r\nob dies abschließend und rechtzeitig gelingt, liegt gleichwohl nicht in ihrem Einfluss.\r\n› Trotzdem haben die Kraftwerksbetreiber die Konsequenzen (Erlöschen des Zuschlags, Rückzahlung\r\nder Förderung) vollumfänglich zu tragen, wenn sie ihr Kraftwerk nicht rechtzeitig\r\nauf den Betrieb mit Wasserstoff umstellen können. Dass diese Konsequenzen nicht eintreten\r\nim Fall, dass der Anschluss an das Kernnetz nicht rechtzeitig gelingt, berücksichtigt der\r\nReferentenentwurf bereits.\r\n2.1 BDEW-Vorschlag für Ausnahmeregelungen in § 6 KraftAusG-E\r\nUm den bestehenden beihilferechtlichen Bedenken zu begegnen, sollen die Ausnahmeregelungen\r\nnur in objektiv bestimmbaren, eng eingegrenzten Ausnahmefällen greifen (Härtefallklausel).\r\nDie Rechtsfolge sollte eng an die bereits im Referentenentwurf enthaltene Regelung\r\nangelehnt werden.\r\n2.1.1 Investitionsrisiko: Mengenverfügbarkeit\r\nDer Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft wird in zahlreichen Studien prognostiziert und durch\r\neine Vielzahl geplanter Projekte sowohl auf der Produktionsseite, etwa durch den Ausbau von\r\nElektrolysekapazitäten, als auch auf der Abnahmeseite, beispielsweise durch Klimaschutzverträge,\r\nfestgehalten. Trotz dieser Entwicklungen verbleibt jedoch das Risiko, dass die benötigten\r\nMengen an Wasserstoff für den Betrieb der H₂-Kraftwerke zum geplanten Umstiegszeitpunkt\r\nnicht in ausreichendem Maß zur Verfügung stehen werden. Selbst bei einer erfolgreichen\r\nFertigstellung der notwendigen H₂-Infrastruktur, einschließlich Transport- und Speicherlösungen,\r\nkönnte es zu Engpässen kommen, insbesondere wenn eine hohe Gleichzeitigkeit\r\nbeim Betrieb der Kraftwerke vorliegt und eine Versorgung für 200 bis 800 Stunden pro Jahr\r\nnicht gesichert ist.\r\nDa die Betreiber der Kraftwerke durch den Brennstoff-CfD auf einen funktionierenden, liquiden\r\nWasserstoffmarkt angewiesen sind und auf die Verfügbarkeit entsprechender Handelsprodukte\r\nvertrauen müssen, sieht der BDEW die Notwendigkeit, dieses Risiko durch eine Erweiterung\r\nder bestehenden Ausnahmeregelungen abzufedern. Dies würde nicht nur sicherstellen,\r\ndass sich mehr Marktakteure an den Ausschreibungen beteiligen, sondern auch verhindern,\r\ndass Investoren dieses Risiko in ihre Gebote einpreisen. Eine solche Anpassung\r\nkönnte dazu beitragen, Planungs- und Investitionssicherheit zu erhöhen und den Markthochlauf\r\nder H₂-Kraftwerke nicht durch Unsicherheiten in der Versorgung auszubremsen.\r\nSeite 9 von 25\r\nBDEW-Lösungsansatz:\r\nAus Sicht des BDEW wäre folgender Prozess zur Bestimmung von ausreichend Wasserstoffmengen\r\nzur Umstellung des Kraftwerks i.S.d. § 6 Abs. 1 KraftAusG-E sinnvoll:\r\n› Die Bundesnetzagentur beauftragt im Jahr 2035 eine Analyse, die die für das Umstiegsjahr\r\nauf dem Markt verfügbaren und für Kraftwerksbetreiber nutzbaren Wasserstoffmengen\r\nprognostiziert. Dabei sind die für die Erfordernisse der Verstromung von Wasserstoff notwendigen\r\nMengen und Netzvoraussetzungen, inkl. der für die Strukturierung erforderlichen\r\nSpeicher, zu berücksichtigen.\r\n› Bei der Ermittlung der notwendigen Mengen sind zusätzlich zu den jährlich 800 h H2-Einsatz\r\nim Markt noch weitere Betriebsstunden auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers\r\n(z.B. Redispatch) einzurechnen und es ist ein Gleichzeitigkeitsfaktor des Einsatzes der H2-\r\nKraftwerke von 80 % anzusetzen.\r\n› Die Analyse ist durch die Bundesnetzagentur unter Einbeziehung der Fernleitungsnetzbetreiber\r\nauf Plausibilität und Nachvollziehbarkeit der evaluierten Kriterien hin zu prüfen und\r\nzu bewerten.\r\n› Sollte sich ergeben, dass die Voraussetzungen zur H2-Umstellung noch nicht gegeben sind,\r\nsollte die Analyse nach zwei Jahren wiederholt werden.\r\nKommt die Bundesnetzagentur zu dem Ergebnis, dass zum rechtzeitigen Umstieg der Gaskraftwerke\r\nnach der Säule 1 des Kraftwerkssicherheitsgesetzes nicht ausreichend Wasserstoff zur\r\nVerfügung steht, sollte in der Konsequenz das Kraftwerk nicht auf den Betrieb mit 100 % Wasserstoff\r\numgestellt werden müssen. Die Bundesnetzagentur kann zudem Szenarien berücksichtigen,\r\nin denen die Wasserstoffverfügbarkeit nur für bestimmte Kraftwerke – abhängig\r\nvon Standort oder Größe – gewährleistet ist. In einem solchen Fall hätte sie die Möglichkeit,\r\nden Umstieg einzelner Kraftwerke oder ganzer Kraftwerksgruppen gezielt anzuweisen, um\r\neine koordinierte und systemdienliche Integration wasserstoffbasierter Erzeugung sicherzustellen.\r\nSollte die Studie ergeben, dass nicht ausreichend Wasserstoff zur Verfügung steht,\r\ndann sollte die Studie auch 2 Jahre später wiederholt werden, mit gleichen Folgen.\r\n2.1.2 Investitionsrisiko: Technologieverfügbarkeit\r\nEin weiteres Risiko für den rechtzeitigen Umstieg der Kraftwerke in Säule 1 stellt die Verfügbarkeit\r\nder dafür erforderlichen Technologie dar.\r\nSeite 10 von 25\r\nH2-Turbinen sind für den Betrieb mit 100 % H2 jedenfalls im großtechnischen Anlagenbereich\r\nStand heute nicht bestellbar. Die ggf. fehlende Brennstoffverfügbarkeit gepaart mit dem drohenden\r\nVerlust der sehr hohen Sicherheitsleistung sowie der ggf. vollständig zurückzuzahlenden\r\nFörderung inkl. Verzinsung stellt für eine Investitionsentscheidung aktuell ein hohes Risiko\r\ndar. Zudem garantiert derzeit kein Anlagenbauer eine vollständige H2-Verstromung großer\r\nund effizienter Anlagen zum Umstiegszeitpunkt. Zu berücksichtigen ist hier ebenfalls, dass die\r\nEntwicklung einer verlässlichen Verbrennungstechnologie in jedem Fall eine umfängliche Validierung\r\nbenötigt. Dabei ist zu beachten, dass nach Umstieg auf 100 % Wasserstoffbetrieb eine\r\nRückkehr zur Erdgasverbrennung nicht möglich ist.\r\nEine Lösung, die technisch noch nicht existiert, steht der notwendigen Investitionssicherheit\r\nfür die Kraftwerksbetreiber entgegen. Die Technologieentwicklung wird zwar in den nächsten\r\nJahren fortschreiten; ob diese für jedes Kraftwerk und jeden in Betrieb genommenen Gasturbinentyp\r\nbis zum Umstiegsdatum hinreichend entwickelt ist, ist jedoch noch nicht absehbar.\r\nAnders als bei der Frage der Mengenverfügbarkeit von Wasserstoff kann nach Einschätzung\r\ndes BDEW nicht abstrakt-generell entschieden werden, ob eine Technologie für den Betrieb\r\ndes Kraftwerks mit 100 % Wasserstoff zur Verfügung steht bzw. eingesetzt werden kann. Vielmehr\r\nkommt es auf den konkreten Turbinentyp, die dort eingesetzte Technologie und mögliche\r\nweitere Standortfaktoren an.\r\nBDEW-Lösungsansatz:\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW vor, dass die Bundesnetzagentur unter Einbezug\r\ntechnischer Expertise in diesen Fällen auf begründeten Antrag des Kraftwerkbetreibers entscheidet,\r\nob das Kraftwerk auf Wasserstoff umgestellt werden muss. Der Kraftwerksbetreiber\r\nmuss dabei technisch hinreichend plausibel darlegen, warum ein Umstieg zum jetzigen Zeitpunkt\r\nunmöglich ist. Entsprechende Kriterien müssen vorab von der Bundesnetzagentur definiert\r\nund konsultiert werden. Die Entscheidung sollte auf zwei Jahre befristet werden, um\r\neine regelmäßige Überprüfung der Sachlage zu ermöglichen.\r\nAuch in diesem Fall gilt: Kommt die Bundesnetzagentur zu dem Ergebnis, dass für die zeitnahe\r\nUmstellung eines konkreten Gaskraftwerks die erforderliche Technologie für einen sicheren\r\nBetrieb des Kraftwerks nicht zur Verfügung steht, sollte das Kraftwerk in der Konsequenz nicht\r\nauf den Betrieb mit 100 % Wasserstoff umgestellt werden müssen.\r\nSeite 11 von 25\r\n2.1.3 Rechtsfolge für beide Investitionsrisiken\r\nWird nach oben beschriebenen Vorgaben festgestellt, dass der Umstieg des betroffenen Kraftwerks\r\nnicht erfolgen kann, sollte in der Konsequenz auch eine Ausnahme von der Rückzahlung\r\nder Förderung ins Gesetz aufgenommen werden.\r\nUm diese Rechtsfolge beihilferechtskonform auszugestalten, ist sie an die bereits im Referentenentwurf\r\nenthaltene Ausnahmeregelung anzulehnen: Nach § 6 Abs. 1 Nr. 1b i.V.m.\r\n§ 2 Nr. 40 KraftAusG-E gilt, dass in der Anlage, die nicht an das Wasserstoffkernnetz angeschlossen\r\nwerden kann, kein Strom auf Basis von fossilen Brennstoffen oder Erdgas erzeugt\r\nwerden darf, es sei denn, das in der Anlage entstandene CO2 wird in Höhe von mindestens\r\n90 % abgeschieden oder gespeichert oder die Anlage erhält einen Zuschlag in einer Reserve. In\r\ndiesem Fall erlischt der Zuschlag nicht gem. § 26 KraftAusG-E und die Förderung ist nicht zurückzuzahlen.\r\nDies sollte entsprechend auch gelten, wenn nicht ausreichend Wasserstoff zum Umstieg des\r\nKraftwerks nach den oben beschriebenen Kriterien vorhanden oder die Technologie zum Umstieg\r\nnicht verfügbar ist.\r\nDer BDEW hält es darüber hinaus für erforderlich und beihilferechtlich vertretbar, eine weitere\r\nmögliche Rechtsfolge aufzunehmen: Die Stromproduktion darf vorübergehend auf Basis\r\nvon fossilen Brennstoffen erfolgen; dafür ist die erhaltene Förderung mindestens anteilig für\r\njedes Jahr zurückzuzahlen, in dem die Stromproduktion nicht auf Wasserstoff umgestellt wird.\r\nAus Sicht des BDEW ist dieses Vorgehen zwar nicht sachgerecht, da das Risiko außerhalb des\r\nEinflussbereichs der Betreiber liegt, jedoch von diesen getragen werden muss. Gleichwohl erscheint\r\nes unter Abwägung der Gesamtumstände als pragmatische Lösung, um einen zügigen,\r\nunkomplizierten Start von kosteneffizienten Ausschreibungen zu ermöglichen. Dadurch wird\r\nein Anreiz geschaffen, schnellstmöglich auf Wasserstoff umzustellen; gleichzeitig erhält ein\r\nKraftwerk, das mit Erdgas betrieben wird, weniger Förderung als ein mit Wasserstoff betriebenes\r\nKraftwerk. Im Übrigen wird dem Umstand Rechnung getragen, dass sich das Umstiegsdatum\r\nzwar um ein oder zwei Jahre verschiebt, aber der Förderzweck gleichwohl nicht weggefallen\r\nist.\r\nIn diesem Fall sollte der im Kernnetz-Finanzierungsmechanismus hinterlegte Fall der möglichen\r\nKündigung des Finanzierungsrahmens ab 2039 und die damit einhergehende Tragung eines\r\nSelbstbehalts durch die Wasserstoffkernnetzbetreiber dahingehend überprüft und angepasst\r\nwerden, dass den in das Kernnetz investierenden Unternehmen durch die sachgerechte\r\nAnpassung des Rahmens für die Kraftwerke kein Nachteil entsteht.\r\nSeite 12 von 25\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 26 KraftAusG-E sollte um einen neuen Absatz 5 ergänzt und ein neuer § 27 sowie\r\neine neue Anlage 2 aufgenommen werden:\r\n„§ 26 KraftAusG-E\r\n(1) Zuschläge erlöschen\r\n[...]\r\n3. wenn in den Fällen der Ausschreibungen für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke\r\nin der Anlage entgegen der Vorgaben von § 6 Absatz 1 Nummer 1 Strom\r\nauf Basis von fossilen Brennstoffen oder Ammoniak erzeugt wird,\r\n4. wenn in den Fällen der Ausschreibungen für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke\r\ndie Anlage innerhalb von vier Jahren nach dem Umstiegsdatum nicht mindestens\r\n800 Vollbenutzungsstunden Strom auf Basis von Wasserstoff erzeugt und\r\nin das Netz der allgemeinen Versorgung eingespeist hat,\r\n[…]\r\n(5) Ausnahmsweise erlischt ein Zuschlag nach Abs. 1 Nr. 3 und 4 nicht im Fall des\r\n§ 27.“\r\n„§ 27 (neu):\r\n(1) Kann der Kraftwerksbetreiber in den Fällen der Ausschreibungen für auf Wasserstoff\r\numrüstbare Kraftwerke in der Anlage nicht die Vorgaben des § 6 Absatz 1 Nummer 1\r\noder Nummer 2 erfüllen, weil\r\na) nicht genug Wasserstoff gem. Anlage 2 [neu] verfügbar ist oder\r\nb) die Bundesnetzagentur auf Antrag des Kraftwerksbetreibers feststellt, dass die\r\nerforderliche Technologie für den Umstieg für die betroffene Anlage nicht verfügbar\r\nist,\r\ngelten abweichend von § 26 die folgenden Absätze.\r\n(2) Im Fall des Abs. 1 erlischt der Zuschlag nicht nach § 26, wenn\r\na) das in der Anlage entstandene Kohlenstoffdioxid in Höhe von mindestens 90 %\r\nabgeschieden oder gespeichert wird, oder\r\nb) die Anlage einen Zuschlag in einer [beihilferechtlich genehmigten] Reserve erhält.\r\nSeite 13 von 25\r\nc) der Kraftwerksbetreiber 2,5 % der bis dahin erhaltenen Förderung für jedes\r\nJahr ab dem Umstiegsdatum bis zum Ende des Förderzeitraums zurückzahlt, in\r\ndem die Anlage nicht die Anforderungen des § 6 Abs. 1 erfüllt.\r\n(3) Die Bundesnetzagentur erlässt durch Festlegung nach § 29 Abs. 1 Kriterien und Bestimmungen\r\nzur Ausgestaltung des Verfahrens nach Absatz 1 Buchstabe b.“\r\n„Anlage 2 [neu]\r\nDie Bundesnetzagentur beauftragt die Durchführung einer Studie im Jahr 2035, die die\r\nin den Umstiegsjahren der Kraftwerke voraussichtlich im Markt und technischen Netzbetrieb\r\n(d.h. unter Beachtung verfügbarer Erzeugung, Speicher, Transportinfrastruktur\r\nund notwendiger Eingangsdrücken bei den Verbrauchern) verfügbaren Wasserstoffmengen\r\nprognostiziert und ermittelt, ob diese Mengen ausreichen, um die Kraftwerke\r\ngem. § 6 Abs. 1 umzustellen. Bei der Ermittlung der Wasserstoffmengen ist zu berücksichtigen,\r\ndass zusätzlich zu dem in § 6 Abs. 1 vorgegebenen Wasserstoffeinsatz im\r\nMarkt noch weitere Betriebsstunden auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber\r\n(z.B. Redispatch) erforderlich werden können. Diese sind entsprechend zu berücksichtigen.\r\nDie Studie ist von der Bundesnetzagentur unter Einbeziehung der Betreiber von Wasserstoffnetzen,\r\ndie einen Teil des Wasserstoff-Kernnetzes nach § 28q EnWG betreiben, auf\r\nPlausibilität und Nachvollziehbarkeit zu bewerten. Vor Durchführung der Studie sollten\r\ndie gewählten Kriterien zur Erstellung der Studie mit den Betreibern von Speichern, H2-\r\nImporteuren, H2-Erzeugern, Kraftwerksbetreibern und sonstigen H2-Verbrauchern konsultiert\r\nwerden. Die Ergebnisse der Studie sind spätestens bis 31. Dezember 2035 zu\r\nveröffentlichen. Sollte die Studie eine unzureichende H2-Verfügbarkeit ergeben, so sind\r\nim Abstand von zwei Jahren Folgestudien durchzuführen.“\r\n3 Technische Anforderungen - zu § 7 i.V.m. Anlage 1 KraftAusG-E\r\nEin weiteres Investitionshemmnis für die Kraftwerksbetreiber im aktuellen Referentenentwurf\r\nsind die in Anlage 1 zum KraftAusG-E formulierten technischen Anforderungen an neue Kraftwerke.\r\nInsbesondere die unter Anlage 1, Absatz 1 geforderten Robustheitsanforderungen an\r\nFrequenzänderungsgradienten sowie die unter Anlage 1, Absatz 3 vorgesehene Verpflichtung\r\nzur Erweiterung um eine Zusatzschwungmasse und die Ermöglichung des synchronen Phasenschieberbetriebs\r\nmachen es für eine Vielzahl hinsichtlich der Wirkleistungserbringung effizienter\r\nKraftwerke schwieriger, in Ausschreibungen des KraftAusG-E erfolgreich zu bieten.\r\nSeite 14 von 25\r\nGleichzeitig besteht ohne die technischen Anforderungen die Gefahr, dass Kraftwerksbetreiber\r\nzum Zeitpunkt der Gebotsabgabe künftige Erlöse aus den Momentanreserve- und Blindleistungsmärkten\r\nnicht ausreichend antizipieren, und so wirtschaftlich effiziente Lösungen zur\r\nDeckung der nfSDL-Bedarfe nicht ausreichend umgesetzt werden.\r\nDie Branche ist sich einig darüber, dass zukünftige Kraftwerke und Kraftwerksstandorte zur\r\nStabilität des Energiesystems beitragen müssen. Dazu gehören auch technische Anforderungen\r\nund die Erbringung von Systemdienstleistungen. Diese müssen hinsichtlich der konkreten\r\ntechnischen Anforderungen die jeweiligen Standortbedingungen und lokalen Netzgegebenheiten\r\nberücksichtigen, um eine praxisnahe und wirtschaftlich tragfähige Umsetzung sicherzustellen.\r\nDie Pflicht, mit der Anlage systemrelevante Dienstleistungen außerhalb des Wirkleistungsbetriebs\r\nzu erbringen, würde einen kompletten Neustart der Kraftwerksplanung und Neuverhandlungen\r\nder Kraftwerksbetreiber mit den Kraftwerksherstellern erfordern. Der Zeitplan\r\nder verbleibenden Ausschreibungstermine wäre nicht mehr haltbar. Dafür schafft die im RefE\r\naufgenommene Verordnungsermächtigung keine Abhilfe. Die Verordnungsermächtigung verschiebt\r\nzeitlich die bestehende Unsicherheit hinsichtlich der genauen Anforderungen. Außerdem\r\nwerden in den ersten Ausschreibungsrunden, in denen keine zusätzlichen technischen\r\nAnforderungen an die Kraftwerke gestellt werden, keine zusätzlichen Systemdienstleistungs-\r\nKapazitäten geschaffen.\r\nEine klarere und praxistauglichere Ausgestaltung der technischen Anforderungen ist daher erforderlich,\r\num einerseits Planungssicherheit für Investoren zu gewährleisten und andererseits\r\ndie notwendigen Kapazitäten ohne unnötige Marktbeschränkungen auszubauen. Auf eine Verordnungsermächtigung\r\nsollte möglichst verzichtet werden. Der BDEW stellt seine konkreten\r\nUmsetzungsvorschläge nachfolgend vor. Zur besseren Übersicht wird zwischen Systemdienstleistungen\r\n(dazu 3.1) und den Anforderungen an die Rate of Change of Frequency (RoCoF)\r\n(dazu 3.2) unterschieden.\r\n3.1 SDL-Anforderungen nach § 7 i.V.m. Anlage 1 KraftAusG-E\r\nIn der Stellungnahme zur KraftAusG-E-Konsultation wurde bereits dargelegt, dass durch eine\r\nübergreifende Regelung zu den technischen Anforderungen sicherzustellen ist, dass keine Gebote\r\nvon den Ausschreibungen ausgeschlossen werden, der Wettbewerb nicht verzerrt wird,\r\ndie technischen Anforderungen standortbezogen angemessen bleiben und die geforderten\r\nSystemdienstleistungen technologieoffen von den Betreibern erbracht werden können.\r\nSeite 15 von 25\r\nIm aktuellen Entwurf des KraftAusG-E ist vorgesehen, dass über die TAR hinausgehende Anforderungen\r\nzur Deckung des Bedarfs an Blindleistung und Momentanreserve beitragen sollen.\r\nAus Sicht des BDEW erscheint es jedoch zweckmäßiger, den Fokus auf eine zentrale Kenngröße\r\nzu legen – vorzugsweise die Momentanreserve. Dies ergibt sich daraus, dass Technologien,\r\ndie in der Lage sind, Momentanreserve bereitzustellen, auch Blindleistung bereitstellen\r\nkönnen. Angesichts des höheren systemischen Bedarfs an Momentanreserve wäre es aus\r\nSicht des BDEW daher sinnvoll, die Ausgestaltung marktlicher Anforderungen primär auf diesen\r\nParameter zu konzentrieren.\r\nIm Rahmen intensiver Diskussionen innerhalb der Branche haben sich zwei Modelle herauskristallisiert,\r\ndie jeweils unterschiedliche Stärken und Herausforderungen aufweisen und nachfolgend\r\nnäher erläutert werden (siehe BDEW-Lösungsvorschlag und BDEW-Alternativvorschlag).\r\nDer BDEW spricht sich für das sogenannte „Bonus-Modell“ (Lösungsvorschlag) aus,\r\nda hier aus Perspektive der Branche mehr Unsicherheiten adressiert werden können. Sollte\r\nsich bei der Detailausgestaltung herausstellen, dass beispielsweise beihilferechtliche Bedenken\r\nbestehen oder die Bonushöhe nicht rechtzeitig bestimmt werden kann, so kann auf den\r\nAlternativvorschlag zurückgegriffen werden.\r\nDer BDEW unterbreitet mit diesen Vorschlägen jeweils ein konzeptionelles Grundmodell, dessen\r\nkonkrete Ausgestaltung – im Falle einer politischen Zustimmung – im weiteren Verfahren\r\ndetailliert zu entwickeln ist. Dabei stellen sich insbesondere folgende Fragen, die im Rahmen\r\nder Umsetzung noch zu klären sind:\r\n› Wie kann die Höhe der Systemdienstleistungserbringung, insbesondere im Fall einer teilweisen\r\nErfüllung, angemessen bewertet und vergütet werden?\r\n› Wie kann sichergestellt werden, dass zusätzliche Momentanreserve bereitgestellt wird,\r\nalso Potenziale entstehen, die ohne die KWSG-Ausschreibungen nicht entstanden wären?\r\nMögliches Kriterium kann hierfür sein, dass am Standort jeder nach KraftAusG-E bezuschlagten\r\nAnlage Momentanreserve zu erbringen ist.\r\n› Wie sind Neuanlagen zu definieren, die zusätzlich notwendige Momentanreserve erbringt?\r\nUnd in welchem Umfang kann die Umrüstung bestehender Anlagen in die Neuanlagen-Definition\r\neinbezogen werden?\r\n› Welche Ausgestaltungsmöglichkeiten bestehen für eine sinnvolle und verhältnismäßige\r\nPönalisierung im Falle der Nichterfüllung vereinbarter Systemdienstleistungen?\r\nSeite 16 von 25\r\n› Und schließlich: Wie ist die Bonushöhe auszugestalten, sodass er seine Lenkungswirkung\r\nentfaltet, aber auch im Einklang mit dem beihilferechtlichen Rahmen steht?\r\n3.1.1 BDEW-Lösungsvorschlag: Bonus für die Errichtung von Momentanreserve-Potenzialen\r\nDas Bonus-Modell verfolgt das Ziel, im Rahmen der Ausschreibungen nach dem KraftAusG-E\r\nzusätzliche Systembeiträge durch einen technologieoffenen finanziellen Anreiz zu fördern.\r\nKraftwerksbetreiber sind dabei nicht verpflichtet, mit ihren geplanten Anlagen über die regulären\r\nAnforderungen hinaus Beiträge zur Momentanreserve- oder Blindleistungsbereitstellung\r\nzu leisten. Die Teilnahme an den Ausschreibungen steht allen Betreibern offen – unabhängig\r\ndavon, ob die angebotenen Anlagen eine zusätzliche systemdienliche Funktion erfüllen oder\r\nnicht. Um jedoch gezielt Anreize für Anlagen mit zusätzlichem Potenzial zur Bereitstellung von\r\nMomentanreserve zu setzen und deren systemischen Mehrwert abzubilden, ist vorgesehen,\r\nauf diese Angebote im Rahmen der Ausschreibungen einen Bonus anzusetzen.\r\nDer vorgeschlagene Bonus kann alternativ in zwei unterschiedlichen Ausgestaltungen zur Anwendung\r\nkommen:\r\n› Der Bonus kann nachträglich, also nach erfolgtem Zuschlag, als zusätzliche Zahlung gewährt\r\nwerden. Diese nachgelagerte Variante hätte den Vorteil, dass die Prüfung der technischen\r\nVoraussetzungen für die Bonusgewährung nicht für sämtliche eingehenden Gebote, sondern\r\nausschließlich für die bezuschlagten Angebote erforderlich wäre. Dadurch würde sich\r\nder administrative Aufwand verringern und die Gebotsreihung weniger komplex ausgestaltet.\r\n› Eine alternative Möglichkeit besteht darin, den Bonus als pauschalen Abschlag in Höhe von\r\nx €/kW bereits im Rahmen der Gebotsreihung zu berücksichtigen. In diesem Fall fließt der\r\nAbschlag in die Reihung der Gebote ein, während die tatsächliche Förderhöhe dem ursprünglichen,\r\nnicht bereinigten Gebot entspricht – analog zum bisherigen Verfahren des\r\nsogenannten Südbonus.\r\nDie Höhe des Bonus ist für beide Varianten noch zu ermitteln und festzulegen, siehe dazu unten.\r\nDie Bonushöhe sollte dabei proportional zum bereitgestellten Momentanreservepotenzial\r\nsteigen.\r\nDie technische Umsetzung der Momentanreserve kann beispielsweise durch die Möglichkeit\r\nzum Betrieb des Kraftwerks als rotierender Phasenschieber erfolgen. Alternativ kommen auch\r\nSeite 17 von 25\r\nandere Technologien infrage, sofern die Umsetzung unter Berücksichtigung der Bonushöhe\r\nwirtschaftlich darstellbar ist.\r\nZum einen ermöglicht das Modell eine effiziente Deckung der benötigten Momentanleistungsbedarfe,\r\nohne bestimmte Technologien, Anlagengrößen oder Standorttypen im Vorfeld technisch\r\nauszuschließen. Alle Anlagenarten können im Rahmen der Ausschreibungen nach Kraft-\r\nAusG-E berücksichtigt werden – unabhängig davon, ob sie zusätzliche Beiträge zur Systemstabilität\r\nleisten. Gleichzeitig schafft der Bonus einen fairen Wettbewerb, indem er systemdienliche\r\nZusatzleistungen gezielt honoriert und so einen ausgleichenden Mechanismus innerhalb\r\nder Bieterkonkurrenz etabliert.\r\nZum anderen zeichnet sich das Bonus-Modell durch eine einfache und zeitnahe Implementierbarkeit\r\naus. Die konzeptionelle Anlehnung an das Instrument des Südbonus gewährleistet dabei\r\neine konsistente Umsetzung innerhalb der Förderlogik.\r\nDie Höhe des Bonus muss den Bietern zwei Monate vor Abgabe ihrer Gebote transparent zur\r\nVerfügung stehen. Der Bonushöhe kommt dabei eine entscheidende Eigenschaft zu und ist\r\nentscheidend über die Lenkungswirkung des Instruments. Sowohl für einen zu hoch als auch\r\nzu niedrig gewählten Bonus verfehlt der Anreiz seine Intention. Zudem ist bei der Ausgestaltung\r\nsicherzustellen, dass das Anreizsystem in Einklang mit dem beihilferechtlichen Rahmen\r\nsteht – insbesondere im Zusammenspiel mit geplanten Märkten für Systemdienstleistungen.\r\nVor diesem Hintergrund kann in Erwägung gezogen werden, die Höhe des Bonus aus den von\r\nder Bundesnetzagentur veröffentlichten Festpreisen für Momentanreserve zu berücksichtigen.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag für die nachträgliche Auszahlung des Bonus:\r\nIn die §§ 33 ff. KraftAusG-E ist folgende Regelung aufzunehmen:\r\n„Für Gebote, die zusätzliche Momentanreserve unabhängig von der Wirkleistungseinspeisung\r\nund im Umfang von mindestens 12 Sekunden bereitstellen und die Vorgaben\r\ndes Hinweises „Technische Anforderungen an Netzbildende Eigenschaften inklusive der\r\nBereitstellung von Momentanreserve“ des Verbandes der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik\r\ne.V2) einhalten und einen Zuschlag erhalten, gewährt der zuständige\r\nÜbertragungsnetzbetreiber einen Bonus in Höhe von [XX] € pro Megawattsekunde Momentanreservepotenzial.“\r\nSeite 18 von 25\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag für das Bonus-Modell im Rahmen der Gebotsreihung:\r\n§ 20 ist durch folgenden Absatz 3 zu ergänzen:\r\n„(1) Die Bundesnetzagentur führt bei jeder Ausschreibung und für jeden Ausschreibungstermin\r\ndas Zuschlagsverfahren jeweils nach den nachfolgenden Absätzen durch.\r\n(2) Sie öffnet die zu dem jeweiligen Gebotstermin nach § 16 Absatz 1 fristgerecht eingegangenen\r\nGebote nach Ablauf des Gebotstermins.\r\n(3) Von Geboten, die zusätzliche Momentanreserve unabhängig von der Wirkleistungseinspeisung\r\nund im Umfang von mindestens 12 Sekunden bereitstellen und die Vorgaben\r\ndes Hinweises „Technische Anforderungen an Netzbildende Eigenschaften inklusive der\r\nBereitstellung von Momentanreserve“ des Verbandes der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik\r\ne.V2) einhalten, subtrahiert die Bundesnetzagentur von dem Gebotswert\r\njedes Gebotes einen Wert in Höhe von [XX] € pro Megawattsekunde Momentanreservepotenzial.\r\n(4) Sodann sortiert die Bundesnetzagentur unbeschadet der Absätze 5 6 und 6 7 sämtliche\r\nzu dem jeweiligen Gebotstermin fristgerecht eingegangenen Gebote, wobei in einer\r\nAusschreibung für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke und in einer Ausschreibung\r\nfür neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit der nach Absatz 5 6\r\noder 6 7 modifizierte Gebotswert zugrunde zu legen ist,\r\n1. bei unterschiedlichen Gebotswerten nach dem jeweiligen Gebotswert in aufsteigender\r\nReihenfolge, beginnend mit dem Gebot mit dem niedrigsten Gebotswert,\r\n2. bei demselben Gebotswert nach der jeweiligen Gebotsmenge in aufsteigender Reihenfolge,\r\nbeginnend mit der niedrigsten Gebotsmenge; wenn die Gebotswerte und die Gebotsmenge\r\nder Gebote gleich sind, entscheidet das Los über die Reihenfolge entscheidet\r\n2) Hinweis „Technische Anforderungen an Netzbildende Eigenschaften inklusive der Bereitstellung von Momentanreserve\r\n– Nachweise für Netzbildende Einheiten“, Version 0.1, Stand Juli 2024, zu beziehen bei Forum\r\nNetztechnik / Netzbetrieb im VDE (FNN), Berlin (https://www.vde.com/resource/\r\nblob/2302434/acff76fee47440831e27aefe1418deb2/vde-fnn-hinweis-netzbildende-eigenschaften-anforderungen-\r\ndownload-data.pdf).\r\nSeite 19 von 25\r\ndas Los über die Reihenfolge, es sei denn, die Reihenfolge ist für die Zuschlagserteilung\r\nnicht maßgeblich.\r\n(5) Sodann prüft die Bundesnetzagentur die Zulässigkeit der Gebote und erteilt in der Reihenfolge\r\nnach Absatz 3 4 allen zulässigen Geboten einen Zuschlag im Umfang ihrer Gebotsmenge,\r\nbis einschließlich des Gebotes, mit welchem das Ausschreibungsvolumen des\r\njeweiligen Gebotstermins entweder vollständig ausgeschöpft oder erstmals überschritten\r\nwurde (letztes Gebot im Ausschreibungsvolumen). Das letzte Gebot im Ausschreibungsvolumen\r\nbildet die Zuschlagsgrenze. Geboten oberhalb der Zuschlagsgrenze wird unbeschadet\r\ndes § 54 kein Zuschlag erteilt. […]“\r\nZudem ist § 7 KraftAusG-E ist wie folgt anzupassen:\r\n„(1) Wasserstoffkraftwerke und elektrische Energie einspeisende Anlagenteile von Langzeitstromspeichern\r\nmüssen für eine Zulassung nach diesem Gesetz die technischen Anforderungen\r\nnach Anlage 1 erfüllen. Für Anlagen mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke und mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit gelten die technischen\r\nAnforderungen erst ab dem durch Rechtsverordnung des Bundesministeriums für\r\nWirtschaft und Klimaschutz nach Absatz 2 vorgesehenen Gebotstermin.\r\n(2) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz legt durch Rechtsverordnung\r\nohne Zustimmung des Bundesrates fest, ab welchem Gebotstermin die technischen Anforderungen\r\nder Anlage 1 auch für Anlagen mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen für\r\nauf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke und mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit gelten, die in diesem\r\nGebotstermin einen Zuschlag erhalten haben.\r\n[…]\r\n(4) Vorbehaltlich der Absätze 1 bis 3 sind Anlagen so zu errichten und zu betreiben, dass\r\ndie die allgemein anerkannten Regeln der Technik eingehalten werden.“\r\n3.1.2 BDEW-Alternativvorschlag: Verpflichtung zur Teilnahme am Momentanreservemarkt\r\nDer zentrale Bestandteil dieses Vorschlags ist die Verpflichtung der Kraftwerksbetreiber, sich\r\nentsprechend ihrer gebotenen Leistung am Momentanreservemarkt zu beteiligen. Der BDEW\r\nSeite 20 von 25\r\nspricht sich dafür aus, dass nach KraftAusG-E nur Wirkleistung ausgeschrieben wird, und die\r\nSystemdienstleistungen über die nicht-frequenzgebundenen Systemdienstleistungs-Märkte\r\n(nfSDL-Märkte) beschafft werden. Die in der Wirkleistungsausschreibung nach KraftAusG-E erfolgreichen\r\nBieter werden verpflichtet, an der Momentanreserveausschreibung teilzunehmen,\r\nund bei Zuschlag diese Momentanleistung bereitzustellen. Der Kraftwerksbetreiber kann die\r\nTechnologie zur Erbringung der Momentanreservebereitstellung frei wählen. Die genaue Höhe\r\nder Momentanreservebereitstellung steigt proportional zum Wirkleistungsgebot und sollte so\r\nausgestaltet sein, dass die Anlagen im Rahmen der verfügbaren Technologien am Markt einen\r\nadäquaten Beitrag zur Systemstabilität leisten.\r\nAus Kraftwerksbetreibersicht ist wichtig, dass die erwarteten Umsätze aus dem Momentanreservemarkt\r\nvor der Auktion absehbar sind. Die Bundesnetzagentur sollte dafür in der Festlegung\r\nberücksichtigen, dass die zuständigen Netzbetreiber dafür vor der Ausschreibung über\r\ndie Wirkleistung den Festpreis für Momentanreserve veröffentlichen, den die erfolgreichen\r\nBieter in der Wirkleistungsausschreibung ab Netzanschluss erhalten.\r\nDie Verfolgung dieses Ansatzes setzt allerdings voraus, dass der Momentanreservemarkt auch\r\nnach 2031 Bestand hat. Sollte der Momentanreservemarkt zum Zeitpunkt des Netzanschlusses\r\nder nach dem KraftAusG-E bezuschlagten Anlagen nicht mehr oder in anderer Form existieren,\r\ndann muss die Fähigkeit zur Erbringung von Momentanreserve über eine geeignete alternative\r\nMaßnahme überprüft werden. Da neue Anlagen zu errichten und über die Vergütung\r\nfür Momentanleistung die Kosten zu decken sind, ist der Erbringungszeitraum der Momentanreserve\r\nvon 10-15 Jahren länger zu wählen als im bisherigen Ausschreibungsdesign.\r\nKonkret sollten folgende Vorgaben gelten:\r\n› Mit Angebotsabgabe verpflichten sich die Bietenden für den Fall eines erfolgreichen Gebots,\r\nunabhängig vom Wirkleistungsarbeitspunkt Momentanreserve entsprechend der installierten\r\nLeistung und einer Anlaufzeitkonstante von mindestens 12 Sekunden symmetrisch\r\nin den künftigen Momentanreservemarkt zu bieten. Diese Fähigkeit gilt als hergestellt,\r\nsobald nach erfolgreicher Präqualifikationsprüfung ein zulässiges und erfolgreiches Gebot\r\nin den Momentanreserveausschreibungen über mindestens eine Lieferperiode abgegeben\r\nwird. Die Fähigkeit zur Erbringung von Momentanreserve unabhängig von der Wirkleistungseinspeisung\r\nund im Umfang von mindestens 12 Sekunden Anlaufzeitkonstante muss\r\nüber den gesamten Förderzeitraum jederzeit gegeben sein. Diese Fähigkeit kann auch\r\ndurch andere Komponenten oder Speicher hergestellt werden.\r\nSeite 21 von 25\r\n› Im Falle einer Verletzung der Verpflichtung, sich für den Momentanreservemarkt zu\r\npräqualifizieren und im entsprechenden Umfang erfolgreich anzubieten, ist eine Pönale zu\r\nzahlen. Diese Pönale sollte so gestaltet sein, dass sie die separate Errichtung einer entsprechenden\r\nAnlage zur Erbringung von Momentanreserve im notwendigen Umfang finanziert.\r\n› Die erfolgreichen Bieter sind in diesem Fall verpflichtet, die Momentanreserve ab der Inbetriebnahme\r\nbereit zu stellen. Die Bundesnetzagentur wird aufgefordert in der Festlegung\r\nzu berücksichtigen, dass die ÜNB berechtigt werden eine feste Zusage zur Abnahme der angebotenen\r\nMomentanreserve zum Festpreis in der Lieferperiode machen zu können.\r\nDieser Ansatz führt zum einen dazu, dass durch die Verpflichtung zur Teilnahme am Markt für\r\nnicht-frequenzgebundene Systemdienstleistungen eine kosteneffiziente Lösung gefördert\r\nwird. Insbesondere jene Bieter in der Ausschreibung nach KraftAusG-E, die Systemdienstleistungen\r\nzu möglichst geringen Kosten bereitstellen können, profitieren von der potenziellen\r\nzusätzlichen Erlösmöglichkeit im nfSDL-Markt. Da die Vergütung dort über Festpreise erfolgt,\r\nhaben wirtschaftlich effiziente Anbieter die Möglichkeit, ihre Leistungen optimal zu vermarkten.\r\nZum anderen bleibt die Erbringung technologieoffen, sodass verschiedene Erzeugungstechnologien\r\nentsprechend ihrer Möglichkeiten zur Netzstabilität beitragen können. Dies fördert den\r\nWettbewerb, sorgt für die Erprobung unterschiedlicher Technologien zur SDL-Erbringung und\r\nermöglicht eine optimale Nutzung der vorhandenen Ressourcen. Eine solche Regelung würde\r\nnicht nur Investitionshemmnisse reduzieren, sondern auch eine effiziente und marktorientierte\r\nUmsetzung der Systemdienstleistungsverpflichtungen ermöglichen. Gebote sind ausschließlich\r\nfür den Momentanreservemarkt erforderlich, um die Verpflichtung an eine klar definierte\r\nund messbare Größe zu knüpfen. Grundsätzlich verfügen alle Technologien, die zur\r\nBereitstellung von Momentanreserve geeignet sind, auch über das Potenzial zur Erbringung\r\nvon Blindleistung und können entsprechend an diesem Markt teilnehmen.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 7 KraftAusG-E ist wie folgt anzupassen:\r\n„(1) Wasserstoffkraftwerke und elektrische Energie einspeisende Anlagenteile von\r\nLangzeitstromspeichern müssen für eine Zulassung nach diesem Gesetz die technischen\r\nAnforderungen nach Anlage 1 erfüllen. Für Anlagen mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke und mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit gelten\r\nSeite 22 von 25\r\ndie technischen Anforderungen erst ab dem durch Rechtsverordnung des Bundesministeriums\r\nfür Wirtschaft und Klimaschutz nach Absatz 2 vorgesehenen Gebotstermin.\r\n(2) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz legt durch Rechtsverordnung\r\nohne Zustimmung des Bundesrates fest, ab welchem Gebotstermin die technischen\r\nAnforderungen der Anlage 1 auch für Anlagen mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke und mit Zuschlägen aus den Ausschreibungen\r\nfür neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit gelten,\r\ndie in diesem Gebotstermin einen Zuschlag erhalten haben.\r\n[…]\r\n(4) Vorbehaltlich der Absätze 1 bis 3 sind Anlagen so zu errichten und zu betreiben, dass\r\ndie die allgemein anerkannten Regeln der Technik eingehalten werden.“\r\n§ 17 Abs. 1 und Abs. 2 KraftAusG-E sind wie folgt zu ergänzen:\r\n„(1) Bieter müssen mit ihren Geboten eine Eigenerklärung abgeben,\r\n1. dass kein wirksamer Zuschlag an dem im Gebot angegebenen Standort aus früheren\r\nAusschreibungen besteht,\r\n2. dass er oder ein mit ihm verbundenes Unternehmen zu demselben Gebotstermin kein\r\nweiteres Gebot an dem im Gebot angegebenen Standort abgegeben hat,\r\n3. dass er sich für den Fall eines erfolgreichen Gebotes verpflichtet, gesichert zusätzliches\r\nMomentanreservespotenzial als nicht-frequenzgebundene Systemdienstleistungen\r\nim Rahmen der marktgestützten Beschaffung i.S.d. § 12h des Energiewirtschaftsgesetzes\r\nund den dazu erlassenen Festlegungen der Bundesnetzagentur anzubieten.\r\nFür Momentanreserve ist in Abhängigkeit von der installierten Leistung und einer Anlaufzeitkonstante\r\nvon mindestens 12 Sekunden symmetrisch unabhängig vom Wirkleistungsarbeitspunkt\r\nnach dem Zuschlag in den Ausschreibungen nach § 3 Nr. 1 und 4\r\nspätestens im zweiten Jahr nach Inbetriebnahme eine erfolgreiche Präqualifikationsprüfung\r\nund Erbringung über mindestens eine Lieferperiode nachzuweisen.“\r\nZudem ist § 53 wie folgt zu ergänzen:\r\n„(1) Bieter müssen an die Übertragungsnetzbetreiber eine Pönale leisten, wenn\r\nSeite 23 von 25\r\n[…]\r\n4. der Bieter nicht seiner Verpflichtung nachkommt, gemäß § 17 Abs. 1 Nr. 3 nicht-frequenzgebundene\r\nSystemdienstleistungen im Rahmen der marktgestützten Beschaffung\r\ni.S.d. § 12h EnWG anzubieten.\r\n(2) […] Die Höhe der Pönale nach Absatz 1 Nummer 4 berechnet sich aus der Gebotsmenge\r\ndes bezuschlagten Gebots multipliziert mit [XY Euro pro Kilowatt Nennleistung].“\r\n3.2 RoCoF-Anforderungen:\r\nDer BDEW empfiehlt, die im aktuellen Entwurf vorgesehenen Anforderungen in Anlage 1 an\r\ndie Rate of Change of Frequency (RoCoF) zu streichen. Stattdessen sollten die technischen Anforderungen\r\nan RoCoF in Kraftwerken wie bisher im Prozess der Erarbeitung der TAR diskutiert\r\nund gelöst werden.\r\nDie Notwendigkeit, die Netzstabilität bei plötzlichen Frequenzänderungen zu gewährleisten,\r\nist unbestritten. Eine der zentralen Herausforderungen für Netzbetreiber besteht darin, bei\r\neinem möglichen Systemsplit ausreichend Momentanreserve in den Systemteilen bereitzuhalten,\r\num abrupte Frequenzänderungen abzufedern und eine sichere Netzführung zu gewährleisten.\r\nGleichzeitig stellt die technische Umsetzbarkeit der RoCoF-Anforderungen eine erhebliche\r\nHürde für die Anlagentechnik dar. Es existieren derzeit keine darstellbaren bzw. aussagekräftigen\r\nPrüfszenarien, um die RoCoF-Anforderungen nachzuweisen. Dies gilt es aufzulösen.\r\nBDEW-Lösungsvorschlag:\r\nAls Lösung empfiehlt der BDEW eine Entkopplung dieser Anforderungen von den aktuellen\r\nAusschreibungen, um Verzögerungen im Ausbau neuer Kraftwerkskapazitäten zu vermeiden.\r\nDies und die Weiterentwicklung der RoCoF-Anforderungen in den TAR sollen in den entsprechenden\r\nGremien (FNN) zwischen Kraftwerksbetreibern, Herstellern und ÜNB diskutiert werden.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag zur Anlage 1\r\n„Technische Anforderungen\r\nI. Auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke, Wasserstoffkraftwerke, elektrische Energie\r\neinspeisende Anlagenteile von Langzeitstromspeichern und neue Stromerzeugungskapazitäten\r\nzur Versorgungssicherheit müssen mindestens die technischen Anforderungen\r\ngemäß § 19 EnWG erfüllen.\r\nSeite 24 von 25\r\n1. schnelle Frequenzänderungen ohne Trennung vom Netz durchfahren können mit\r\nGrenzwerten für die gemittelte Frequenzänderungsgeschwindigkeit von\r\na) ± 2,0 Hertz pro Sekunde ermittelt über ein gleitendes Zeitfenster von 0,5 Sekunden,\r\nb) ± 1,5 Hertz pro Sekunde ermittelt über ein gleitendes Zeitfenster von 1 Sekunde\r\noder\r\nc) ± 1,25 Hertz pro Sekunde ermittelt über ein gleitendes Zeitfenster von 2 Sekunden,\r\n2. die Vorgaben des Hinweises „Technische Anforderungen an Netzbildende Eigenschaften\r\ninklusive der Bereitstellung von Momentanreserve“ des Verbandes der Elektrotechnik\r\nElektronik Informationstechnik e.V. einhalten,\r\n3. im Falle von Synchronmaschinen auch als synchroner Phasenschieber zur Erzeugung\r\ngeregelter Blindleistung ohne Wirkleistungseinspeisung nach DIN EN IEC 60034-3\r\n(VDE 0530-3):2021-07)) betrieben werden können, wobei eine Erweiterung der Synchronmaschine\r\num eine Zusatzschwungmasse technisch möglich sein muss und […]“\r\n4 Regionale Steuerung - Zu § 20 KraftAusG\r\nWie in den bisher eingebrachten Stellungnahmen deutlich gemacht, begrüßt der BDEW grundsätzlich\r\ndie geforderte Einführung einer Komponente zur regionalen Steuerung im KraftAusGE\r\n(sog. „Südbonus“). Der BDEW begrüßt ebenfalls, dass unnötige Komplexität bei der Ausgestaltung\r\nder Ausschreibungen und der regionalen Steuerung vermieden werden soll, sieht jedoch\r\nauch Schwierigkeiten, alle Ziele der regionalen Differenzierung (Ausreichend Zubau in allen\r\nNetzgebieten, Gewährleistung der wettbewerblichen Ausschreibung zwischen Nord- und\r\nSüdzone, transparente Bepreisung des Bonus) gleichzeitig zu erreichen.\r\nGrundsätzlich sollte sich aus Systemsicht die regionale Steuerung an den von den ÜNB identifizierten\r\nregionalen Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz- und Systemsicht orientieren\r\n(zwei Drittel im netztechnischen Süden, ein Drittel im netztechnischen Norden).\r\nHierfür könnte eine gezieltere Steuerung der regionalen Verteilung auch innerhalb des netztechnischen\r\nSüdens ratsam sein. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen\r\nSüdens und damit eine Erhöhung des Umfangs und der Kosten für vorzuhaltende\r\nNetzreserve sollten möglichst vermieden werden. Der BDEW erkennt jedoch an, dass die\r\nSeite 25 von 25\r\nAusschreibungsmengen in den einzelnen Ausschreibungen zu klein sind, um gesondert zusätzlich\r\nregional zu unterscheiden und hält daher den Ansatz des BMWKs für eine pragmatische\r\nLösung.\r\nMit Blick auf die Netzsicherheit und -stabilität werden aber auch wasserstofffähige Gaskraftwerke\r\nim Norden und Osten Deutschlands errichtet bzw. bestehende Gaskraftwerke modernisiert\r\nwerden müssen. Deren Förderung wäre durch die vorgeschlagene Komponente zur regionalen\r\nSteuerung deutlich erschwert. Es besteht das Risiko, dass erforderliche Kraftwerkskapazitäten\r\nin diesen Teilen Deutschlands ohne eine entsprechende Förderung nicht errichtet werden.\r\nDie Ungleichbehandlung der Regionen des netztechnischen Südens und des netztechnischen\r\nNordens 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\r\nGebote muss durch eine Evaluierung des Zubaus vermindert werden. Dieses Risiko hat\r\nsich durch das im Referentenentwurf beschriebene Verfahren im Vergleich zu den Konsultationsunterlagen\r\nnoch einmal verschärft.\r\nBDEW-Lösungsvorschlag:\r\nDas BMWK hat zur Evaluierung des Südbonus eine Evaluierungsklausel aufgenommen (§ 56\r\nKraftAusG-E), nach der die Ergebnisse der Ausschreibungen mit dem geplanten Ziel des Bonus\r\nverglichen werden sollen. Der BDEW empfiehlt, diese Evaluierungsklausel so zu konkretisieren,\r\ndass alle oben genannten Kritikpunkte am Südbonus im Rahmen der Evaluierung untersucht\r\nwerden und der Südbonus gegebenenfalls frühzeitig angepasst oder zusätzlich ein Nordbonus\r\neingeführt werden kann.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 56 KraftAusG-E sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n„(1) Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz evaluiert nach den ersten\r\nzwei Ausschreibungsterminen die Ergebnisse der Ausschreibungen und prüft dabei, ob\r\ndie mit den Ausschreibungen verfolgten volkswirtschaftlichen und energiewirtschaftlichen\r\nEffekte erreicht werden, insbesondere mit Blick auf das Verfahren zur regionalen\r\nSteuerung des Zubaus und auf die Erreichung der gewünschten deutschlandweiten regionalen\r\nVerteilung.“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017199","regulatoryProjectTitle":"Neufassung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) und Anpassungen des Wärmeplanungsgesetzes (WPG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/40/d4/549792/Stellungnahme-Gutachten-SG2506250002.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 / ein Update\r\nBerlin, 15. Mai 2025\r\nDie im Koalitionsvertrag der 21. Legislaturperiode von CDU, CSU und SPD enthaltenen For-mulierungen zur Abschaffung des sogenannten „Heizungsgesetzes“ und zur Einführung eines „neuen GEG“ sorgen aktuell weiterhin für erhebliche Verunsicherung und Zurückhaltung im Markt.\r\nWir begrüßen ausdrücklich, dass der Koalitionsvertrag zentrale Anliegen der führenden Ak-teure im Wärmemarkt aus Wohnungs- und Immobilienwirtschaft, Handwerk, Geräteherstel-ler und Energieverbänden aufgreift. Jedoch besteht Klärungsbedarf!\r\nUm eine erfolgreiche Wärmewende sicherzustellen und das Vertrauen aller Beteiligten zu stärken, ist eine Präzisierung der Zielrichtungen und Maßnahmen dringend erforderlich.\r\nGenerell gilt, dass nur mit schneller Klärung, wie die „Abschaffung des Heizungsgesetzes“ und die Einführung eines überarbeiteten Gebäudeenergiegesetzes (GEG) zu verstehen sind, sowie mit Umsetzung einer langfristig verlässlichen Bundesförderung, Sicherheit und Stabili-tät für alle Marktakteure gewährleistet werden können. Eine hohe gesellschaftliche Akzep-tanz der Wärmewende ist essenziell. Die Transformationskosten müssen für Bürgerinnen und Bürger erschwinglich bleiben, während für die Gesamtkosten ein volkswirtschaftlich op-timales Niveau gefunden werden muss.\r\nAufbauend auf unserem Appell vom 20. Februar 2025 für Klarheit und Verlässlichkeit in der Wärmewende appellieren wir daher eindringlich an die neue Bundesregierung und insbeson-dere an die zuständigen Bundesministerinnen für Wirtschaft und Energie sowie Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen und den Bundesminister der Finanzen, folgende Kernforde-rungen zeitnah umzusetzen.\r\n1 Beseitigung der Verunsicherung mit Bekenntnis zum Klimaschutz:\r\nDamit die klimapolitischen Ziele im Gebäudesektor erreichbar werden, muss die Modernisie-rung des Heizungsbestandes auf Basis von Anforderungen an den Einsatz erneuerbarer und klimaneutraler Energien in neuen Heizungsanlagen weiter vorangetrieben werden. Dazu be-darf es weiter eines unterstützenden, praxistauglichen und einfachen ordnungspolitischen (GEG-) Rahmens.\r\n2 Praxistaugliche Novelle des GEG und 1:1-Umsetzung der EPBD:\r\nWir teilen das Vorhaben, das GEG kurzfristig zu vereinfachen, transparent und praktikabel auszugestalten. Beziehen Sie die Branche mit ihrer Fachexpertise in die Ausgestaltung mit ein!\r\nDie Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) verbunden mit praxistauglichen Zielen im Gebäudebereich sollte in einem weiteren Schritt die vorgegebenen Anpassungen 1:1 in nati-onales Recht umsetzen. Ein langwieriger Gesetzgebungsprozess zur Umsetzung der EPBD wie bei der letzten GEG-Novellierung ist unbedingt zu vermeiden, um den Verbrauchern und Akteuren im Markt Sicherheit zu geben.\r\n3 Verlässliche und langfristige Finanzierung und Förderung:\r\nEine langfristig verlässliche und attraktive Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG) so-wie Bundesförderung für effiziente Wärmenetze (BEW) schafft die erforderliche nachhaltige und wirksame Investitionssicherheit für Verbraucher und Unternehmen. Zudem ist das Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) unverzichtbar und muss mit Zielrichtung Treibhausgas-neutralität erhalten und fortentwickelt werden.\r\n4 GEG und Wärmeplanungsgesetz (WPG) zusammendenken:\r\nEine bessere Abstimmung zwischen GEG und WPG stellt sicher, dass Synergien in der Pla-nung und Umsetzung der Wärmewende effizient genutzt werden. Eine schnelle und transpa-rente Kommunikation, wo Infrastrukturen erhalten, transformiert oder neu entstehen wer-den, schafft Planungssicherheit und Vertrauen. Dabei muss sichergestellt sein, dass Akteure, wie beispielsweise Netzbetreiber, nur in dem Rahmen zur Rechenschaft gezogen werden können, in dem sie Verantwortung tragen.\r\nDie unterzeichnenden Verbände appellieren daher an die Bundesregierung, rasch für Klar-heit zu sorgen, eindeutige Rahmenbedingungen zu schaffen und bezahlbare und praxisge-rechte Maßnahmen umzusetzen.\r\nWir stehen für Gespräche bereit, um unser Praxiswissen über Zielerreichung, Finanzierung, kosteneffiziente Lösungen für die Beschleunigung der Wärmewende in den politischen Pro-zess einzubringen.\r\nUnterzeichner\r\nKerstin Andreae 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 Immobilienunternehmen 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\nAndreas Müller Zentralverband Sanitär Heizung Klima\r\nAlexander Neuhäuser Zentralverband der Deutschen Elektro- und Informationstechni-schen Handwerke e.V.\r\nDr. Wolfgang Weber ZVEI e. V. (Verband der Elektro- und Digitalindustrie)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017200","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Überarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS) auf EU-Ebene","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8b/ee/549794/Stellungnahme-Gutachten-SG2506250004.pdf","pdfPageCount":18,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"The German Association of Energy and Water Industries (BDEW), Berlin, represents over 1,900 companies. The range of members\r\nstretches from local and communal through regional and up to national and international businesses. It represents around\r\n90 percent of the electricity production, over 60 percent of local and district heating supply, 90 percent of natural gas, over 90\r\npercent of energy grid as well as 80 percent of drinking water extraction as well as around a third of wastewater disposal in\r\nGermany.\r\nBDEW is registered in the German lobby register for the representation of interests vis-à-vis the German Bundestag and the\r\nFederal Government, as well as in the EU transparency register for the representation of interests vis-à-vis the EU institutions.\r\nWhen representing interests, it follows the recognised Code of Conduct pursuant to the first sentence of Section 5(3), of the\r\nGerman Lobby Register Act, the Code of Conduct attached to the Register of Interest Representatives (europa.eu) as well as the\r\ninternal BDEW Compliance Guidelines to ensure its activities are professional and transparent at all times. National register\r\nentry: R000888. European register entry: 20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\n(German Association of Energy and\r\nWater Industries)\r\nBDEW Representation at the EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brussels\r\nBelgium\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 06 May 2025\r\nPosition Paper\r\nÜberarbeitung der European\r\nSustainability Reporting\r\nStandards (ESRS)\r\nIm Rahmen des Omnibusverfahrens\r\nVersion: 1.0\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 2 of 18\r\nInhalte\r\n1 Zusammenfassung .............................................................................................................. 3\r\n2 Stellungnahme zu den inhaltlichen Punkten ....................................................................... 4\r\n2.1 Verschlankung der Berichtspflichten ........................................................................................ 4\r\n2.2 Doppelberichterstattung vermeiden ........................................................................................ 5\r\n2.2.1 Keine Verpflichtung zu sektorspezifischen Standards............................................................... 5\r\n2.2.2 Bessere Kohärenz und Verständlichkeit .................................................................................... 5\r\n2.2.3 Klarere Wesentlichkeitsanalyse ................................................................................................ 6\r\n2.2.4 Aufbau des ESRS-Berichts flexibilisieren ................................................................................... 6\r\n3 Konkrete Anpassungsvorschläge zur Überarbeitung der ESRS-Standards ............................ 6\r\n3.1 Verankerung des Netto-Ansatzes bei der Beurteilung der Wesentlichkeit von Auswirkungen,\r\nRisiken und Chancen ................................................................................................................. 6\r\n3.2 Ausweitung des Wesentlichkeitsvorbehaltes bei Metrics auf alle zu berichtende\r\nDatenpunkte eines wesentlichen Sustainability Matters.......................................................... 7\r\n3.3 Verzicht auf eine Berichterstattungspflicht für positive Auswirkungen und Chancen ............. 7\r\n3.4 Ausweitung der Übergangsbestimmungen und schrittweise Einführung von komplexen\r\nDatenpunkten ........................................................................................................................... 7\r\n3.5 Fokus des CSRD-Reportings auf die Kerninhalte der wesentlichen Themen ............................ 7\r\n3.6 Vereinheitlichung des anzusetzenden Konsolidierungskreises; Streichen des Ansatzes der\r\n................................ 9\r\n3.7 Erleichterung der Verwendung öffentlicher Informationen oder Schätzungen in Bezug auf\r\ndie Wertschöpfungskette .......................................................................................................... 9\r\n3.8 Streichung der Anforderung erwartete finanzielle Auswirkungen zu quantifizieren ............. 10\r\n3.9 Zeitlicher Scope ....................................................................................................................... 10\r\n3.10 Freiwillige Unternehmensangaben im Rahmen der ESRS-Offenlegung .................................. 10\r\n3.11 EMAS-Zertifizierung als anerkannter Nachweis für effiziente Umweltberichterstattung im\r\nRahmen der ESRS .................................................................................................................... 11\r\n3.12 Bereitstellung standardisierter Vorlagen und Templates für zentrale Berichtselemente ...... 12\r\n3.13 Klimarisikoanalyse zwischen CSRD & EU-Taxonomie vereinfachen und harmonisieren ........ 12\r\nAnhang I: Konkrete Änderungsvorschläge zur den ESRS-Standards ........................................................ 13\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 3 of 18\r\n1 Zusammenfassung\r\nAus Sicht des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft ist die im Rahmen des Omnibus-\r\nVorschlags vorgesehene Überarbeitung der European Sustainability Reporting Standards\r\n(ESRS) unter Federführung der European Financial Reporting Advisory Group (EFRAG) von zentraler\r\nBedeutung und zwingend erforderlich. Bei der Überarbeitung ist sicherzustellen, dass die\r\nESRS-Standards so vereinfacht werden, dass eine praxisnahe und effiziente Umsetzung uneingeschränkt\r\nmöglich ist.\r\nDie Überarbeitung der Standards hat eine unmittelbare Wirkung auf die deutsche Energie- und\r\nWasserwirtschaft. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und\r\nseine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder\r\nreicht von lokalen 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,\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der\r\nTrinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. Die geplanten\r\nReformen der ESRS sind daher von großer Bedeutung für die Energieunternehmen.\r\nAus Sicht des BDEW ist es positiv, dass die überbordende regulatorische Belastung der Unternehmen\r\nanerkannt und Maßnahmen zur Reduzierung unnötiger Berichtspflichten vorgeschlagen\r\nwerden. Der Verband hat dies vehement eingefordert, insbesondere vor dem Hintergrund\r\nder bestehenden und kommenden bürokratischen und finanziellen Belastungen. Im Rahmen\r\ndes Omnibusverfahrens fordern wir eine gezieltere und effizientere Nachhaltigkeitsberichterstattung\r\nsowie eine Reduzierung des administrativen Aufwands für Energie -und Wasserversorgungsunternehmen\r\nsowie Abwasserbetriebe.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft nachvollzieht den grundsätzlichen Wert\r\nder ESRS, setzt sich aber für eine praxistaugliche und verhältnismäßigere Umsetzung dieser Vorgaben\r\nein. Der BDEW hebt insbesondere folgende Forderungen hervor:\r\nVerschlankung der Berichtspflichten: Ziel ist es, die Berichterstattung zu fokussieren und\r\nEnergie- und Wasserversorgungsunternehmener- bzw- Entsorgungsunternehmen zu\r\nentlasten, ohne die EU-Ziele zu gefährden. Vereinfachungen führen zu weniger Aufwand,\r\nohne einen erheblichen Verlust an Transparenz und Relevanz.\r\nDoppelberichterstattung vermeiden: Durch eine bessere Abstimmung mit bestehenden\r\nEU-Regulierungen (wie der Energieeffizienz-Richtlinie) sollen doppelte Berichtspflichten\r\nvermieden werden, um Redundanzen zu minimieren.\r\nKeine Verpflichtung zu sektorspezifischen Standards: Statt verpflichtender sektorspezifischer\r\nStandards sollen freiwillige Standards gefördert werden, die an bewährte Branchenstandards\r\nwie GRI angelehnt sind. Diese sollen modular gestaltet werden, sodass\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 4 of 18\r\nUnternehmen nur die für sie relevanten Teile anwenden können. Die Anwendung sollte\r\nfür alle Unternehmen uneingeschränkt freiwillig sein und zu keinen impliziten Verpflichtungen\r\nführen (bspw. bei der Finanzierung).\r\nBessere Kohärenz und Verständlichkeit: Eine stärkere Verknüpfung der europäischen\r\nNachhaltigkeitsstandards mit internationalen Standards (z. B. ISSB und GRI) fördert die\r\nVergleichbarkeit und reduziert den Aufwand für international tätige Unternehmen. Zudem\r\nsollten unklare Begriffe präzise definiert werden, um Interpretationsspielräume zu\r\nvermeiden.\r\nKlarere Wesentlichkeitsanalyse: Eine genauere und klarere Definition der Wesentlichkeit\r\nin der Berichterstattung wird gefordert, um die Anwendung der Standards zu erleichtern.\r\nAufbau des ESRS-Berichts flexibilisieren: Die ESRS-Berichtspflichten sollten klarer und an\r\nkonkretere Kriterien geknüpft sein. Unternehmen sollten mehr Flexibilität bei der Strukturierung\r\nihrer Berichte erhalten, um themenübergreifende Zusammenhänge besser\r\ndarstellen zu können. Zudem ist eine Vereinfachung der komplexen und verschachtelten\r\nAnforderungen notwendig, insbesondere im Zusammenspiel themenspezifischer Standards\r\nmit ESRS 2, um die Verständlichkeit und Nachvollziehbarkeit der Berichterstattung\r\nzu verbessern.\r\n2 Stellungnahme zu den inhaltlichen Punkten\r\n2.1 Verschlankung der Berichtspflichten\r\nEine stärkere Fokussierung der Berichterstattung sowie des Kreises der berichtspflichtigen Unternehmen\r\nstellt nicht die energie-, klima- und umweltpolitischen Ziele der EU in Frage. Im Gegenteil,\r\nsie ermöglicht es gerade kleineren und mittleren Unternehmen, sich auf ihre zentralen\r\nAufgabenbereiche der Umsetzung der Energiewende sowie der Sicherstellung einer nachhaltigen\r\nWasserversorgung zu konzentrieren sowie über diese Themenfelder gezielt zu berichten.\r\nDarüber hinaus führen Vereinfachungen nicht zwingend dazu, dass interessierte Stakeholder\r\nsignifikant weniger Informationen über Unternehmen erhalten, da wesentliche Informationen\r\nin der Regel ohnehin weiter veröffentlicht werden. Durch eine Verschlankung der Vorgaben\r\nund die Beseitigung redundanter Berichts- oder Auditverpflichtungen ließe sich also eine Reduktion\r\ndes Aufwands erreichen, ohne dass dies zwingend mit einem signifikanten Transparenzverlust\r\nverbunden ist.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 5 of 18\r\n2.2 Doppelberichterstattung vermeiden\r\nDie Vermeidung doppelter Berichtspflichten durch eine bessere Abstimmung mit anderen EURegulierungen.\r\nHierzu gehören konkret die Harmonisierung zur Energieeffizienz-Richtlinie bzw.\r\ndie Konkretisierung weiterer EU-Regulierungen (bspw. Anlage B ESRS 2: Konkretere Angaben\r\ndarüber, wie Datenpunkte zu erfüllen sind).\r\n2.2.1 Keine Verpflichtung zu sektorspezifischen Standards\r\nIn Deutschland und in anderen Ländern existieren bereits etablierte, sektorspezifische Standards,\r\nwie beispielsweise für die Wasserwirtschaft und die Energiewirtschaft. Diese Standards\r\nhaben sich als hilfreich erwiesen, da sie den Unternehmen ermöglichen, ihre Berichterstattung\r\nentsprechend der spezifischen Anforderungen ihres Sektors zu gestalten. Die Einführung zusätzlicher,\r\nverpflichtender Standards auf EU-Ebene könnte jedoch zu Doppelarbeit führen und bestehende,\r\neffektive Standards überschreiben.\r\nAnstatt verpflichtende sektorspezifische Standards zu entwickeln, schlagen wir vor, dass die\r\nKommission freiwillige sektorspezifische Standards fördert und diese, wenn möglich, an bestehende,\r\nbewährte Branchenstandards wie die GRI-Standards anlehnt. Dadurch können Unternehmen\r\nselbst entscheiden, ob diese Standards für ihre Berichterstattung sinnvoll sind und ob\r\nsie diese anwenden möchten. Die Anwendung sollte jedoch für alle Unternehmen und ausnahmslos\r\nfreiwillig sein. Aus der Anwendung dürfen keine Benachteiligungen entstehen, wie\r\netwa bei der Akquisition von Finanzmitteln. Es ist zudem sicherzustellen, dass die Freiwilligkeit\r\ngewahrt bleibt und aus der Anwendung freiwilliger Standards keine faktische Berichtspflicht\r\nentsteht, etwa durch deren heranziehen als Maßstab bei Prüfungen oder Bewertungen.\r\nFreiwillige sektorspezifische Standards sollten modular gestaltet sein, so dass jedes Unternehmen\r\ndie für sich relevanten Aspekte dieses sektorspezifischen Standards nutzen kann und nicht\r\nnur die Wahl zwischen keiner sektorspezifischen Berichterstattung und der vollständigen Anwendung\r\ndes sektorspezifische Standards hat. Im Rahmen einer Reporting-Policy sollten die gewählten\r\nModule transparent offengelegt werden, so dass klar wird, welche Anwendung finden\r\nund für diese eine Vergleichbarkeit ermöglicht wird.\r\n2.2.2 Bessere Kohärenz und Verständlichkeit\r\nDie European Sustainability Reporting Standards sollten stärker mit internationalen Berichtsstandards\r\nwie denen der ISSB und GRI zu verzahnt werden. Eine verbesserte Interoperabilität\r\nreduziert den Mehraufwand für international tätige Unternehmen und erhöht die Vergleichbarkeit\r\nder Berichte. Zudem sollten unklare Begriffe im Standard präzise definiert werden, um\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 6 of 18\r\nInterpretationsspielräume zu verringern und eine einheitliche Anwendung zu ermöglichen. Dies\r\ndient vor allem dem Aspekt der Rechtssicherheit unserer Unternehmen.\r\n2.2.3 Klarere Wesentlichkeitsanalyse\r\nDie Anforderungen an die Wesentlichkeitsanalyse sollten präziser und praxisnäher formuliert\r\nwerden. Insbesondere bedarf es klarer Kriterien für die Identifikation wesentlicher Nachhaltigkeitsthemen\r\nsowie einer einheitlichen Vorgehensweise zur Bewertung von Auswirkungen, Risiken\r\nund Chancen. Dies erleichtert es Unternehmen, die Analyse effizient und rechtssicher umzusetzen,\r\nohne in Unsicherheit über den Umfang der Berichtspflichten zu geraten.\r\n2.2.4 Aufbau des ESRS-Berichts flexibilisieren\r\nDie in den ESRS enthaltenen bedingten Anforderungen sollten klarer formuliert und an konkrete\r\nErfüllungskriterien geknüpft werden. Zudem sollte es dem berichtenden Unternehmen freigestellt\r\nsein, in welchen logischen Zusammenhängen die Offenlegungsanforderungen dargestellt\r\nwerden ein starrer Aufbau der Kapitel gemäß den ESRS-Vorgaben sollte nicht verpflichtend\r\nsein. So kann gewährleistet werden, dass themenübergreifende Zusammenhänge auch einheitlich\r\nund konsistent an einer zentralen Stelle erläutert werden.\r\nEs besteht die Notwendigkeit, die bestehenden Komplexitäten der ESRS zu reduzieren und die\r\nderzeitige Verschachtelung aufzubrechen insbesondere dann, wenn Datenpunkte aus themenspezifischen\r\nStandards Rückschlüsse auf ESRS 2 erfordern. Ziel sollte es sein, die Verständlichkeit\r\nund Nachvollziehbarkeit der Berichterstattung insgesamt zu erhöhen.\r\n3 Konkrete Anpassungsvorschläge zur Überarbeitung der ESRS-Standards\r\nDie konkreten Anpassungsvorschläge zu den ESRS haben wir in Anhang I zusammengestellt.\r\nGrundsätzlich sollte die Überarbeitung der ESRS darauf ausgerichtet sein, unwesentliche Standards\r\nbzw. Anforderungen konsequent zu streichen, während bewährte und bereits bestehende\r\nAnforderungen erhalten bleiben. Dies dient insbesondere dem Ziel, Doppelarbeit insbesondere\r\nbei Energieversorgungsunternehmen zu vermeiden und den Berichtsaufwand effizient\r\nzu gestalten.\r\n3.1 Verankerung des Netto-Ansatzes bei der Beurteilung der Wesentlichkeit von Auswirkungen,\r\nRisiken und Chancen\r\nBei Anwendung des Netto-Ansatzes kann sich das berichtende Unternehmen bei der Offenlegung\r\nder Ziele, Strategien und Maßnahmen auf die tatsächlichen Handlungsbedarfe fokussieren.\r\nDie Anzahl der zu berichtenden Sustainability Matters könnte signifikant reduziert werden,\r\nohne die gewünschte Steuerungswirkung zu verlieren. Der Nettoansatz würde generell auch\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 7 of 18\r\ndie Risiko- und Chancensteuerung im Sinne eine Management-Approach bei vielen Unternehmen\r\nwiderspiegeln, da letztlich die Netto-Chance/das Netto-Risiko relevant sind. Dies würde\r\nauch internen Prozessen entsprechen sowie Prüfungskomplexität mindern, ohne die Relevanz\r\nder Informationen zu mindern. Zugleich wäre dies eine Angleichung/Annäherung an die finanzielle\r\nRisikoberichterstattung, bei der eine Nettodarstellung langjährige Praxis darstellt.\r\n3.2 Ausweitung des Wesentlichkeitsvorbehaltes bei Metrics auf alle zu berichtende Datenpunkte\r\neines wesentlichen Sustainability Matters\r\nDurch die Pflicht zur Berichterstattung aller Datenpunkte eines wesentlichen Sustainability\r\nMatters wird eine hohe Berichtshürde und letztlich Datenermittlungs- und Prozessherausforderungen\r\nerzeugt. Die Möglichkeit, bei entsprechender Begründung unwesentliche Datenpunkte\r\nzu einem wesentlichen Sustainabilty Matter wegzulassen, würde es dem berichtenden\r\nUnternehmen ermöglichen, den Fokus auf einzelne steuerungsrelevante Aspekte zu einem\r\nSustainability Matter offenzulegen, ohne in die vollständige Berichterstattung zu geraten.\r\n3.3 Verzicht auf eine Berichterstattungspflicht für positive Auswirkungen und Chancen\r\nFür positive Auswirkungen und Chancen besteht analog den negativen Auswirkungen und Risiken\r\neine Berichtspflicht. Die Offenlegung positiver Auswirkungen und Chancen liegt im Eigeninteresse\r\ndes Unternehmens, hierfür bedarf es keines regulatorischen Eingriffs.\r\n3.4 Ausweitung der Übergangsbestimmungen und schrittweise Einführung von komplexen\r\nDatenpunkten\r\nDie berichterstattenden Unternehmen haben auf Grundlage von 10.3 ESRS 1 in ausgewählten\r\nAngabepflichten Erleichterungen durch Übergangsbestimmungen im ersten Jahr zugesprochen\r\nbekommen. Der BDEW fordert mindestens eine Ausweitung der Übergangsbestimmungen\r\ndurch eine verlängerte Übergangsperiode über das erste Jahr hinaus und eine Erweiterung der\r\nAngabepflichten in Anlage C würden eine signifikante Erleichterung der Anforderungsumsetzung\r\nschaffen. Wir plädieren jedoch über die geforderten Übergangs- und Umsetzungserleichterungen\r\nhinaus - - - oder\r\n-Formulierungen versehen sind. Solche unklaren und teils unverbindlichen Anforderungen\r\nerschweren die praktische Anwendung zusätzlich und stehen dem Ziel einer verlässlichen und\r\nvergleichbaren Berichterstattung entgegen. Weitere Ausführungen hierzu sind in 3.5. zu finden.\r\n3.5 Fokus des CSRD-Reportings auf die Kerninhalte der wesentlichen Themen\r\nDas CSRD-Reporting sollte sich auf die Kerninhalte der wesentlichen Themen konzentrieren,\r\ninsbesondere auf die Darstellung der Strategie, der gesetzten Ziele sowie der entsprechenden\r\nKPIs. Die aktuellen Anforderungen der ESRS 1 und 2 sowie der MDR sind in der Anwendung zu\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 8 of 18\r\nkomplex und teilweise inhaltlich redundant. Diese Komplexität erschwert eine effiziente und\r\npraxisnahe Umsetzung in den Unternehmen. Es sollte deshalb weitestgehend auf die Vielzahl\r\nan allgemeinen Angaben gemäß ESRS 1 und 2 verzichtet werden, wie etwa Informationen zum\r\nUnternehmen, zu internen Prozessen oder methodischen Vorgehensweisen. Stattdessen sollten\r\ndiese allgemeinen Anforderungen primär durch die Prüfung des Berichts im Hinblick auf die\r\nEinhaltung der ESRS 1 und 2 abgesichert werden.\r\nOffenlegungspflichten zu Governance-Strukturen, Kontrollmechanismen und Maßnahmen gemäß\r\nESRS 2 können nichtsdestotrotz hilfreich sein, um Nachhaltigkeit wirksam im Unternehmen\r\nzu verankern, Entscheidungsprozesse zu stärken und das Risikomanagement um Nachhaltigkeitsaspekte\r\nzu erweitern. Auch die Angabe konkreter Maßnahmen zur Zielerreichung fördert\r\nexterne Transparenz und unterstützt die interne Steuerung und Wirksamkeit nachhaltigkeitsbezogener\r\nStrategien. Die detaillierte Darstellung von Umsetzungsmaßnahmen zur Erreichung\r\nder genannten Strategien und Ziele sollte deshalb freiwillig erfolgen können. Es ist dabei sicherzustellen,\r\ndass diese gesetzlich vorgesehene Freiwilligkeit nicht zu einer faktischen Pflicht für\r\ndie Unternehmen wird.\r\nEs wird zudem die vollständige Streichung aller Datenpunkte gefordert, die als \"Phase-in\", \"conditional\"\r\noder mit \"may\"-Formulierungen versehen sind. Solche Formulierungen führen zu Unklarheiten\r\nin der praktischen Umsetzung und untergraben die Verlässlichkeit und Vergleichbarkeit\r\nder Berichterstattung. Datenpunkte, für die bislang keine allgemein akzeptierte und wissenschaftlich\r\nfundierte Methodik zur Quantifizierung existiert wie etwa im Bereich der Biodiversität\r\noder beim ESG-Risikomanagement , sollten entweder vollständig gestrichen oder\r\nausdrücklich nur auf freiwilliger Basis anwendbar sein. Eine verpflichtende Anwendung solcher\r\nPunkte ist nicht praktikabel und widerspricht dem Prinzip der belastbaren Berichterstattung\r\nG- -Bilanzierung).\r\nEs sollte deutlicher hervorgehoben werden, dass zahlreiche Anforderungen insbesondere in\r\nden S-Standards für Unternehmen mit Sitz in Deutschland oder der EU aufgrund bereits sehr\r\nbesitzen. Dieser Umstand sollte in der Konzeption der Standards stärker berücksichtigt und entsprechende\r\nDatenpunkte gegebenenfalls als entbehrlich eingestuft werden.\r\nZusammenfassend ist eine inhaltliche Straffung sowie eine anwenderfreundlichere, klar strukturierte\r\nAusgestaltung der ESRS 1 und 2 erforderlich. Dies betrifft insbesondere die Reduktion\r\ninhaltlicher Überschneidungen, eine stärkere Fokussierung auf wesentliche Aspekte sowie die\r\nVereinfachung der Vorgaben ohne jedoch auf zentrale Elemente wie Governance, Risikomanagement\r\nund Maßnahmen verzichten zu müssen.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 9 of 18\r\n3.6 Vereinheitlichung des anzusetzenden Konsolidierungskreises; Streichen des Ansatzes der\r\nDas CSRD Reporting sollte im vollen Umfang auf der gleichen Konsolidierungsgrundlage basieren\r\nwie die Finanzberichterstattung. In den ESRS E1 zu Umweltsachverhalten werden zusätzlich\r\nInformationen zu nicht konsolidierten Gesellschaften gefordert, über die das Unternehmen\r\nnicht hinreichend detailliert definiert und es bedarf eines hohen Aufwandes die Abweichungen\r\ndes bisher festgelegten Konsolidierungskreises zu identifizieren und umzusetzen, da es sich\r\nhierbei insbesondere um Beteiligungen handelt, bei denen das berichtende Unternehmen nicht\r\ndie Mehrheit der Stimmrechte besitzt, ist auch die Erlangung der benötigten Informationen herausfordernd.\r\nHierdurch würde auch die Berichtslast deutlich reduziert werden können. Zugleich\r\nsollten Regelungen hinsichtlich der Wesentlichkeit (hier: Konsolidierungskreis) an diejenigen\r\nder Finanzberichterstattung angeglichen werden, damit letztlich innerhalb der finanziellen und\r\nnicht-finanziellen Berichterstattung über die gleichen Aktivitäten im Rahmen einer konsolidierten\r\nBetrachtung berichtet wird; hierbei wäre zu überlegen, neben finanziellen Kriterien auch\r\nnicht-finanzielle Kriterien zur Bestimmung der wesentlichen und damit zu konsolidierenden\r\nTochterunternehmen zu etablieren. Letzteres kommt zum Beispiel bereits im Rahmen der Berichterstattung\r\nvon Renewables-SPVs in der Praxis zur Anwendung.\r\nHiermit würde zusätzlich nochmals deutlich werden, dass Nachhaltigkeits- und Finanzaspekte/-\r\nziele nicht separiert voneinander betrachtet werden können und es bei der Bewertungsgrundlage\r\nkeine Unterschiede geben sollte.\r\n3.7 Erleichterung der Verwendung öffentlicher Informationen oder Schätzungen in Bezug\r\nauf die Wertschöpfungskette\r\nEntsprechend der in ESRS 1.69 beschriebenen Ausnahmesituation sind Schätzungen von Daten\r\nin Bezug auf die vor- und nachgelagerte Wertschöpfungskette nur erlaubt, wenn ein Unternehmen\r\ntrotz angemessener Bemühungen nicht in der Lage ist, Primärdaten zu sammeln. Die Erbunden,\r\nder in fast allen Fällen nicht dazu führt, dass Primärdaten gewonnen werden können.\r\nDies stellt keine Ausnahmesituation dar, sondern betrifft viele Unternehmen insb. in Bezug auf\r\nScope-3-Treibhausgasemissionen. Daher sollte die Verwendung öffentlicher Informationen\r\noder Schätzungen in Bezug auf die Wertschöpfungskette ohne eine solch strenge Bedingung\r\nzugelassen werden. Stattdessen könnten die Unternehmen Informationen über den Umfang\r\nder für ihre Berichterstattung verwendeten Primär- und Sekundärdaten bereitstellen. Dies\r\nwürde die Transparenz erhöhen.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 10 of 18\r\n3.8 Streichung der Anforderung erwartete finanzielle Auswirkungen zu quantifizieren\r\nDie ESRS enthalten bestimmte Offenlegungsanforderungen, die für die Unternehmen einen hohen\r\nErfüllungsaufwand, für die Nutzer jedoch einen geringen Informationswert bedeuten. Ein\r\nBeispiel ist die Offenlegungspflicht sowohl in ESRS 2 als auch in den E-ESRS, Informationen über\r\nerwartete finanzielle Auswirkungen zu liefern, d. h. finanzielle Auswirkungen, die nicht bereits\r\nin den Abschlüssen gemäß Anhang II der ESRS berücksichtigt sind. Die Berücksichtigung künftiger\r\nfinanzieller Auswirkungen in Abschlüssen unterliegt jedoch bestimmten Bedingungen, nämlich\r\nAnsatz- und Bewertungskriterien. Diese sollen sicherstellen, dass die Abschlüsse angemessene\r\nund zuverlässige Informationen liefern. Folglich werden bestimmte künftige finanzielle\r\nAuswirkungen von der Erfassung in den Jahresabschlüssen ausgeschlossen, da diese keine zuverlässigen\r\nInformationen darstellen und daher von geringem Informationswert sind. Der Aufwand\r\nzur Berechnung antizipierter finanzieller Effekte ist dennoch sehr hoch und häufig unzuverlässig.\r\nDies hat zur Folge, dass die damit verbundenen Kosten und Nutzen in keinem ausgewogenen\r\nVerhältnis stehen. Daher sollten die ESRS vor dem Hintergrund der Kosten-Nutzen-\r\nVerhältnisse überarbeitet werden, einheitliche Berechnungsweisen zur Verfügung gestellt werden\r\nund die Quantifizierung der zu erwartenden finanziellen Auswirkungen zum Zwecke der\r\nNachhaltigkeitsberichterstattung freiwillig ausgestaltet werden.\r\n3.9 Zeitlicher Scope\r\nEs sollte klargestellt werden, dass bei Unternehmen mit gebrochenem Geschäftsjahr auch\r\nKennzahlen auf Kalenderjahresbasis berichtet werden dürfen. Gemäß ESRS sowie einschlägigen\r\nInterpretationen der Wirtschaftsprüfer dürfen solche kalenderjahresbezogenen Kennzahlen\r\nkünftig nicht mehr berichtet werden, sondern müssen aufwändig neu erhoben und auf das Geschäftsjahr\r\numgerechnet werden obwohl dadurch Aussagekraft und Vergleichbarkeit erheblich\r\nverloren gehen.\r\nBei Unternehmen mit gebrochenem Geschäftsjahr ergibt sich bei der Berichterstattung von\r\nKennzahlen eine Diskrepanz zwischen dem Berichtszeitraum und den vorliegenden Daten. So\r\nne Kennsind\r\nin dieser Form vergleichbar. In der Vergangenheit wurden solche Kalenderjahresdaten regelmäßig\r\nin den Geschäftsbericht des folgenden Geschäftsjahres aufgenommen.\r\n3.10 Freiwillige Unternehmensangaben im Rahmen der ESRS-Offenlegung\r\nEs sollte klar und eindeutig festgehalten werden, dass Unternehmen die Möglichkeit haben,\r\nüber die verpflichtenden Angaben hinaus freiwillig zusätzliche Informationen und Kennzahlen\r\noffenzulegen. Dies betrifft insbesondere Inhalte, die zwar nicht unmittelbar auf wesentliche\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 11 of 18\r\nAuswirkungen, Risiken oder Chancen (IROs) zurückzuführen sind, jedoch im Gesamtzusammenhang\r\ndes Geschäftsmodells oder branchenspezifischer Gegebenheiten von Relevanz sein können.\r\nDie Auffassung, wonach Offenlegungen ausschließlich bei Vorliegen wesentlicher und eindeutig\r\nverknüpfter IROs zulässig seien, greift zu kurz. Sie widerspricht der Notwendigkeit, komplexe\r\ninhaltliche Zusammenhänge, die sich aus der Unternehmensrealität ergeben, ganzheitlich und\r\nnachvollziehbar darzustellen. Eine derart enge Auslegung führt tendenziell zu einem rein formalistischen\r\nAbarbeiten der ESRS-Vorgaben, ohne deren intendierten Erkenntniswert für Adressaten\r\nzu entfalten.\r\nGerade bei Themen wie der Circular Economy oder dem Umgang mit Kunden (S3) ist eine strategische\r\nBetrachtung einschließlich Zielsetzungen und Maßnahmen oft nicht sinnvoll auf\r\nEbene einzelner IROs entwickel- oder darstellbar. Eine stringente Berichterstattung ist hier vielmehr\r\nnur im Gesamtzusammenhang des Geschäftsmodells möglich. Eine ausschließliche Fokussierung\r\nauf IRO-relevante Teilaspekte würde in solchen Fällen zu einer fragmentierten, wenig\r\naussagekräftigen Darstellung führen.\r\nDabei ist sicherzustellen, dass aus der freiwilligen Offenlegung zusätzlicher Informationen\r\nkeine implizite Verpflichtung oder faktische Benachteiligung etwa im Hinblick auf die Bewertung\r\ndurch Finanzmarktakteure oder andere Stakeholder entsteht. Freiwillige Angaben\r\ndürfen nicht zu einer De-facto-Erwartungshaltung führen, die Unternehmen ohne unmittelbaren\r\nIRO-Bezug faktisch unter zusätzlichen Rechtfertigungsdruck setzt.\r\n3.11 EMAS-Zertifizierung als anerkannter Nachweis für effiziente Umweltberichterstattung\r\nim Rahmen der ESRS\r\nDas Eco-Management and Audit Scheme (EMAS) hat sich seit seiner Einführung als leistungsfähiges\r\nInstrument zur kontinuierlichen Verbesserung des betrieblichen Umweltmanagements\r\netabliert. Es bietet Unternehmen eine strukturierte und geprüfte Grundlage zur systematischen\r\nErfassung, Bewertung und Reduktion ihrer Umweltwirkungen. Damit leistet EMAS nicht nur einen\r\nBeitrag zum betrieblichen Umweltschutz, sondern unterstützt Unternehmen auch dabei,\r\nihre Nachhaltigkeitsziele messbar und glaubwürdig zu verfolgen.\r\nVor dem Hintergrund der CSRD und der damit verbundenen ESRS gewinnt EMAS für viele Unternehmen\r\nzusätzlich an Relevanz. Unternehmen, die bereits über eine EMAS-Zertifizierung\r\nverfügen, sind in der Regel in der Lage, viele der in den ESRS geforderten Umweltkennzahlen\r\nund -informationen ohne erheblichen Mehraufwand bereitzustellen. Dies führt zu einer signifikanten\r\nEntlastung bei der Umsetzung der Berichtspflichten und erhöht zugleich die Qualität und\r\nVergleichbarkeit der Berichterstattung.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 12 of 18\r\nAus diesem Grund sollte die EMAS-Zertifizierung für Unternehmen, die sich darauf stützen, ausdrücklich\r\nals anerkannte Grundlage zur Erfüllung der umweltbezogenen Anforderungen der\r\nCSRD berücksichtigt werden könne. Eine formale Anerkennung der EMAS-Berichterstattung im\r\nRahmen der CSRD würde nicht nur die bestehende Datenbasis effektiv nutzbar machen, sondern\r\nauch Doppelberichterstattung vermeiden.\r\n3.12 Bereitstellung standardisierter Vorlagen und Templates für zentrale Berichtselemente\r\nDie CSRD verpflichtet Unternehmen zu einer umfassenden Offenlegung von Nachhaltigkeitsinformationen\r\nauf Basis der ESRS. Dabei entstehen insbesondere bei der erstmaligen\r\nAnwendung hohe Anforderungen hinsichtlich der Strukturierung des Berichtstextes, Darstellung\r\nklimabezogener Risiken sowie der nachvollziehbaren Dokumentation der doppelten Wesentlichkeitsanalyse.\r\nWir empfehlen daher, dass die EFRAG praxisnahe Vorlagen und Templates\r\nbereitstellt, auf die berichtpflichtige Unternehmen zugreifen können. Diese sollten auf die zentralen\r\nBerichtspflichten ausgerichtet sein, wie die Struktur der Nachhaltigkeitserklärung, die\r\nDoppelte Wesentlichkeitsanalyse inklusive Vorschlägen zu branchenspezifischen IR(O), die\r\nDurchführung einer Klimabezogene Szenarioanalyse sowie weiterer wiederkehrender Berichtspflichten.\r\nDies trägt zur Vereinheitlichung, Effizienzsteigerung und zur Vergleichbarkeit der Berichte\r\nbei.\r\n3.13 Klimarisikoanalyse zwischen CSRD & EU-Taxonomie vereinfachen und harmonisieren\r\nDie derzeit parallelen Anforderungen zur Klimarisikoanalyse nach ESRS (Klimabezogene Szenarioanalyse)\r\nund EU-Taxonomie (Klimarisikoanalyse) führen zu unnötiger Komplexität. Wir fordern\r\ndaher eine Vereinfachung und Harmonisierung der Methodik und Berichtspflichten im Bereich\r\nder Klimarisikoanalyse, um Doppelarbeit zu vermeiden und die Kohärenz regulatorischer\r\nAnforderungen sicherzustellen.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 13 of 18\r\nAnhang I: Konkrete Änderungsvorschläge zur den ESRS-Standards\r\nÄnderungsvorschlag Referenz Begründung\r\nZeitlicher Scope:\r\nEs sollte klargestellt\r\nwerden, dass bei Unternehmen\r\nmit gebrochenen\r\nGeschäftsjahren\r\nauch Kennzahlen\r\nauf KJ-Basis berichtet\r\nwerden dürfen.\r\nGemäß ESRS bzw. einschlägigen Interpretationen\r\nder Wirtschaftsprüfer dürfen\r\nsolche kalenderjahresbezogenen\r\nKennzahlen nicht mehr berichtet werden,\r\nsondern müssen sehr aufwändig\r\nneu erhoben und umgerechnet werden,\r\nobwohl dadurch die Aussagekraft\r\nund Vergleichbarkeit verloren geht.\r\nBei Unternehmen mit gebrochenen\r\nGeschäftsjahren ergibt sich\r\nbei Kennzahlen eine Diskrepanz\r\nzwischen Berichtszeitraum und\r\nvorliegenden Kennzahlen. Beispielsweise\r\nwerden netzbezogene\r\n(z.B. SAIDI) oder emissionsbezogene\r\nKennzahlen jeweils als Kalenderjahresdaten\r\nan Behörden\r\n(z.B. Bundesnetzagentur) gemeldet\r\nund sind als solche vergleichbar.\r\nIn der Vergangenheit wurden\r\nsolchen Kalenderjahresdaten für\r\ndas folgende Geschäftsjahr in den\r\nGeschäftsbericht aufgenommen.\r\nZum Aufbau des ESRSBerichts:\r\nDie in den ESRS enthaltenen\r\nbedingen Anforderungen\r\nsind klarer\r\nzu formulieren und an\r\nErfüllungskriterien zu\r\nknüpfen. Es sollte zudem\r\ndem berichtenden\r\nUnternehmen freigestellt\r\nwerden, in\r\nwelchen logischen Zusammenhängen\r\ndie\r\nOffenlegungsanforderungen\r\ndargestellt\r\n(d.h. keinen starren\r\nAufbau der Kapitel\r\nnach ESRS-Standards),\r\nsodass logische\r\nEs besteht die Notwendigkeit verständlichere\r\nZusammenhänge zu\r\nschaffen und bestehende Verschachtelungen\r\nder ESRS zu entschlacken,\r\ninsbesondere wenn\r\nDatenpunkte in den themenspezifischen\r\nESRS Rückschlüsse zu ESRS\r\n2 haben.\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 14 of 18\r\nZusammenhang auch\r\nallgemein an einer\r\nStelle themenübergreifend\r\nbehandelt\r\nwerden.\r\nZu freiwilligen Unternehmensangaben:\r\nEs sollte eindeutig formuliert\r\nwerden, dass\r\nes Unternehmen freigestellt\r\nist, weitere Informationen\r\nund\r\nKennzahlen zu berichten,\r\ndie sich nicht direkt\r\naus einem Impact\r\noder Chance/Risiko ableitbar\r\nsind, aber für\r\nden Gesamtzusammenhang\r\nsinnvoll erscheinen.\r\nEs gibt die Sichtweise, dass nur dann\r\nOffenlegungen erfolgen dürfen, wenn\r\nes wesentliche, direkt verknüpfte IROs\r\ngibt (impacts, risks, opportunities).\r\nDies widerspricht der Möglichkeit komplexe\r\ninhaltliche Zusammenhänge, die\r\nim unternehmens- oder branchenbedingt\r\nsind, breiter und im Zusammenhang\r\ndarzustellen. Ansonsten bleibt es\r\nein wenig zielführendes abarbeiten der\r\nESRS-Offenlegungen\r\nBei vielen Themen, beispielsweise\r\nbei Circular Economy oder bei S3\r\nKunden, ist eine Strategie (und somit\r\nauch Ziele, Maßnahmen) nicht\r\nauf Ebene von IROs sinnvoll entwickel-\r\nund berichtbar, sondern im\r\nGesamtzusammenhang am Business.\r\nWürden nur diejenigen Elemente\r\nder (CE-)Strategie berichtet,\r\ndie einen wesentlichen IRO direkt\r\nadressieren, ergibt sich ein\r\nStückwerk ohne Zusammenhang.\r\nVerankerung des\r\nNetto-Ansatzes bei der\r\nBeurteilung der Wesentlichkeit\r\nvon Auswirkungen,\r\nRisiken\r\nund Chancen.\r\ntigationsmaßnahmen (Brutto-Ansatz)\r\nbei der Beurteilung der Wesentlichkeit\r\ngesprochen.\r\nBei Anwendung des Netto-Ansatzes\r\nkann sich das berichtende Unternehmen\r\nbei der Offenlegung\r\nder Ziele, Strategien und Maßnahmen\r\nauf die tatsächlichen Handlungsbedarfe\r\nfokussieren. Zugleich\r\nwäre dies eine Angleichung/\r\nAnnäherung an die finanzielle\r\nRisikoberichterstattung, bei\r\nder eine Nettodarstellung langjährige\r\nPraxis darstellt. Die Anzahl\r\nder zu berichtenden Sustainability\r\nMatters könnte signifikant reduziert\r\nwerden, ohne die gewünschte\r\nSteuerungswirkung und\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 15 of 18\r\nRelevanz der Informationen zu\r\nverlieren.\r\nAusweitung des Wesentlichkeitsvorbehaltes\r\nbei Metrics auf alle\r\nzu berichtende Datenpunkte\r\neines wesentlichen\r\nSustainability\r\nMatters.\r\nAnlage E des ESRS-1: Ablaufdiagramm\r\nzur Bestimmung der Angaben\r\nMetrics die Möglichkeit, unwesentliche\r\nDatenpunkte auszulassen. Alle\r\nsonstige Datenpunkte müssen vollständig\r\nberichtet werden, auch wenn\r\nsie ohne Relevanz für das berichtende\r\nUnternehmen sind.\r\nDurch die Pflicht zur Berichterstattung\r\naller Datenpunkte eines wesentlichen\r\nSustainability Matters\r\nwird eine hohe Berichts-Hürde\r\nund letztlich Datenermittlungsund\r\nProzessherausforderungen\r\nerzeugt. Die Möglichkeit, bei entsprechender\r\nBegründung unwesentliche\r\nDatenpunkte zu einem\r\nwesentlichen Sustainabilty Matter\r\nwegzulassen, würde es dem berichtenden\r\nUnternehmen ermöglichen,\r\nden Fokus auf einzelne\r\nsteuerungsrelevante Aspekte zu\r\neinem Sustainability Matter offenzulegen,\r\nohne in die vollständige\r\nBerichterstattung zu geraten.\r\nVerzicht auf eine Berichterstattungspflicht\r\nfür positive Auswirkungen\r\nund Chancen.\r\nFür positive Auswirkungen und Chancen\r\nbesteht analog den negativen Auswirkungen\r\nund Risiken eine Berichtspflicht.\r\nDie Offenlegung positiver Auswirkungen\r\nund Chancen liegt im Eigeninteresse\r\ndes Unternehmens,\r\nhierfür bedarf es keines regulatorischen\r\nEingriffs.\r\nAusweitung der Übergangsbestimmungen,\r\nalso schrittweisen Einführung\r\nvon komplexen\r\nDatenpunkten\r\nESRS 1: 10.3 Transitional provision related\r\nto section 7.1 Presenting comparative\r\ninformation\r\n136.\r\nin Appendix C List of phased-in Disclosure\r\nRequirements, this transitional\r\nprovision applies with reference to the\r\nfirst initial x years of mandatory application\r\nof the phased-in disclosure re-\r\nDie berichterstattenden Unternehmen\r\nhaben auf Grundlage von\r\n10.3 ESRS 1 in ausgewählten Angabepflichten\r\nErleichterungen\r\ndurch Übergangsbestimmungen\r\nim ersten Jahr zugesprochen bekommen.\r\nEine Ausweitung der\r\nÜbergangsbestimmungen durch\r\neine verlängerte Übergangsperiode\r\nüber das erste Jahr hinaus\r\nund eine Erweiterung der Angabepflichten\r\nin Anlage C würden eine\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 16 of 18\r\nsignifikante Erleichterung der Anforderungsumsetzung\r\nschaffen.\r\nFokus des CSRD-Reporting\r\nauf die Kerninhalte\r\nder wesentlichen\r\nThemen\r\nWeitestgehender Verzicht auf die Angaben\r\ndes ESRS 1 bzw. 2 zu der Vielzahl\r\nan allgemeinen Angaben zum Unternehmen,\r\nzu internen Prozessen, zu methodischen\r\nVorgehensweisen usw.\r\nStattdessen sollte sich das CSRD-Reporting\r\nauf die Kerninhalte der wesentlichen\r\nThemen beschränken, also die\r\nStrategie, Ziele und KPIs. Die detaillierte\r\nAngabe von Umsetzungsmaßnahmen\r\nzur Erreichung dieser Strategien/\r\nZiele sollte freiwillig werden.\r\nStattdessen würde der Prüfer des\r\nCSRD-Berichts auf die Einhaltung der\r\nESRS 1/2 achten.\r\nEine gesetzliche Freiwilligkeit darf\r\nnicht zu einer impliziten Pflicht für\r\ndie Unternehmen führen. Dies ist\r\nsicherzustellen. Unternehmen\r\nkönnen so vor zusätzlichen bürokratischen\r\nAnforderungen entlastet\r\nwerden, aus der sich eine direkte\r\nKostenersparnis ergibt.\r\nVereinheitlichung des\r\nanzusetzenden Konsolidierungskreises;\r\nStreichen des Ansatzes\r\nIn den ESRS E1 zu Umweltsachverhalten\r\n(bspw. ESRS E1-6 THG-Emissionen)\r\nwerden zusätzlich umweltbezogene Informationen\r\nzu nicht konsolidierten\r\nGesellschaften gefordert, über die das\r\nUnternehmen eine operative Kontrolle\r\nausübt (EFRAG IG 2.35).\r\nDas CSRD Reporting sollte im vollen\r\nUmfang auf der gleichen Konsolidierungsgrundlage\r\nbasieren\r\nwie die Finanzberichterstattung.\r\ntrolle ist unseres Erachtens nicht\r\nhinreichend detailliert definiert\r\nund es bedarf eines hohen Aufwandes\r\ndie Abweichungen zu\r\ndem bisher festgelegten Konsolidierungskreis\r\nzu identifizieren, die\r\nzusätzlichen Informationen systemseitig\r\nzu erheben und umzusetzen.\r\nDurch die Angleichung der\r\nKonsolidierungskreise würde auch\r\ndie Berichtslast deutlich reduziert\r\nwerden können. Zusätzlich würde\r\nhiermit nochmals deutlich werden,\r\ndass Nachhaltigkeits- und\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 17 of 18\r\nFinanzaspekte und -Ziele nicht\r\nkomplett separat voneinander betrachtet\r\nwerden können und es\r\nbei der Bewertungsgrundlage\r\nkeine Unterschiede geben sollte.\r\nReduzierung der Vielzahl\r\nvon Indikatoren\r\nfür S1 - Eigene Belegschaft\r\nMinimierung der Indikatoren für S1 sowie\r\nStreichung von Berichtspflichten\r\nInsbesondere die länderbezogene\r\nBerichterstattung zu den Sozialindikatoren\r\n(S1) stellt einen zusätzlichen\r\nAufwand dar. Abgesehen davon,\r\ndass sie für Investoren in EULändern\r\nkaum relevant ist, sollten\r\ndiese detaillierten Berichtspflichten\r\nim Hinblick auf eine effiziente\r\nund aussagekräftige Berichterstattung\r\nüberprüft werden. Das\r\nneue Konzept der\r\nist verwirrend,\r\naufwändig und verwischt die\r\nGrenze zwischen eigenen Mitarbeitern\r\nund Mitarbeitern in der\r\nWertschöpfungskette.\r\nKPI E5 im Bereich\r\nKreislaufwirtschaft\r\nStreichung oder Freiwilligkeit des ESRS\r\nE5\r\nKPI E5 für vermögensorientierte\r\nUnternehmen\r\nohne regelmäßige Produktion\r\nnicht aussagekräftig. Der KPI ist\r\nselbst als Schätzung sehr schwer\r\nzu bewerten. Die Meldung sehr\r\ngeringer Zahlen bringt wenig\r\nMehrwert und verursacht einen\r\nhohen Aufwand. Er sollte gestrichen\r\noder freiwillig gemacht werden.\r\nS1-10 Angemessene\r\nLöhne: Praktikabilität\r\nund bessere Vergleichbarkeit\r\nStreichung oder Abänderung Entweder die Verpflichtung streichen\r\noder anstelle einer quantitativen\r\nTabelle eine qualitative Angabe\r\nzulassen. Eine Reihe von\r\nÜberarbeitung der European Sustainability Reporting Standards (ESRS)\r\nwww.bdew.de\r\nPage 18 of 18\r\nBenchmarks bereitstellen, anhand\r\nwerden können.\r\nS1-17, Vorfälle, Beschwerden\r\nund\r\nschwerwiegende Auswirkungen\r\nauf die\r\nMenschenrechte.\r\nStreichung der Berichtspflicht im Rahmen\r\nESRS S1-17\r\nDie CSRD-Berichterstattungs-\r\nBeschwerden,\r\ndie bei den nationalen\r\nKontaktstellen für multinationale\r\nUnternehmen der OECD einge-\r\nRolle und Funktionsweise der nationalen\r\nKontaktstellen ist es derzeit\r\nnicht möglich, diesen KPI zu\r\nermitteln. 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Der Wasserstoffsektor hat das Potenzial, einen wichtigen Beitrag zur Steigerung von Wettbewerbsfähigkeit, zur globalen Innovationsfähigkeit und zur Technologieführerschaft\r\nvon Deutschland und Europa sowie zur Resilienz und Energiesouveränität\r\nzu leisten. 75 Jahre nach der Schuman-Erklärung zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft für Kohle und Stahl ist es heute an der Zeit, unsere\r\nSchlüsselindustrien und die Energieversorgung neu zusammenzudenken.\r\nIm Koalitionsvertrag ist vereinbart, dass Deutschland eine führende Rolle\r\nin einer europäischen Wasserstoffinitiative einnehmen soll. Die Energiewirtschaft und Industrie unterstützen diese Vereinbarung und stehen bereit, ihre Umsetzung zu begleiten. Wir schlagen vor, dass das Zielbild dabei\r\nder Aufbau einer Wasserstoff-Allianz auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten\r\nsein sollte. Im Rat der EU gibt es keine Gruppe von Staaten, die routinemäßig zusammenarbeitet und sich eng abstimmt, um den H2-Hochlauf voranzutreiben. Vor dem Hintergrund bestehender Zusammenschlüsse wie\r\nder Nuklear-Allianz und der Friends-of-Renewables-Gruppe sehen wir hier\r\neine Lücke, die erfolgversprechend gefüllt werden kann.\r\nBundeskanzler der\r\nBundesrepublik Deutschland\r\nHerrn Friedrich Merz MdB\r\nWilly-Brandt-Straße 1\r\n10557 Berlin\r\nBerlin, 16. Juni 2025\r\nYA\r\nKerstin Andreae\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung\r\nMitglied des Präsidiums\r\nTelefon: +49 30 300199-1000\r\nTelefax: +49 30 300199-3000\r\nkerstin.andreae@bdew.de\r\nwww.bdew.de\r\n\r\nSeite 2 von 2\r\nAls übergreifende Ziele der europäischen Wasserstoff-Allianz bieten sich\r\nan: Erstens, der Einsatz im Rat der EU und gegenüber der EU-Kommission\r\nund dem Europäischen Parlament für eine ambitionierte, technologieneutrale sowie umsetzungsorientierte H2-Politik. Die Hürden, die die derzeitige und geplante EU-Regulatorik, insbesondere die Delegierten\r\nRechtsakte für grünen und kohlenstoffarmen Wasserstoff, für die Produktion und Importe darstellen, sind ein eindrückliches Beispiel für die\r\nNotwendigkeit eines solchen Zusammenschlusses. Zweitens sollte die Allianz dazu dienen, engere Brücken zu wichtigen Nicht-EU-Partnern zu\r\nbauen, um bei den Importkorridoren in die EU Fortschritte zu erreichen\r\nsowie H2-Partnerschaften weltweit zu stärken.\r\nInsbesondere sollte auch der Neustart in der energiepolitischen Zusammenarbeit zwischen Deutschland und Frankreich genutzt werden, um\r\nFrankreich als Partner in der Wasserstoff-Allianz zu gewinnen.\r\nIn einem Bündnis mit dreizehn weiteren Verbänden der Energiewirtschaft\r\nund Industrie – DVGW, DWV, en2X, figawa, FNB GAS, Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft, Hydrogen Europe, VCI, VDA, VDMA, VIK, VKU, Wirtschaftsvereinigung Stahl – haben wir unsere Vorschläge in einem Impulspapier zusammengefasst, das wir Ihnen in der Anlage übersenden.\r\nÜber weiteren Austausch zu diesem Thema mit Ihnen und Ihrem Team\r\nwürden wir uns freuen und stehen dafür jederzeit bereit.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nKerstin Andreae\r\nHauptgeschäftsführung und Mitglied des Präsidiums\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 90\r\nProzent 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 einer\r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38"},"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":21}}]},"sendingDate":"2025-06-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017492","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer europäischen Wasserstoff-Allianz auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5f/93/560911/Stellungnahme-Gutachten-SG2506300011.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":"\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nGemeinsames Impulspapier\r\nEine europäische Wasserstoff-Allianz\r\nJuni 2025\r\nSeite 2 von 6\r\nAusgangssituation\r\nWasserstoff und seine Derivate (insbesondere Ammoniak, Methanol, Methan, LOHC oder\r\nLiquid Organic Hydrogen Carriers, E-Fuels) sind ein unabdingbarer Baustein, um Klimaneutralität zu erreichen. Der Aufbau einer Wasserstoffwirtschaft birgt das Potenzial, einen wichtigen Beitrag zur Steigerung der EU-Wettbewerbsfähigkeit, zur globalen Innovationsfähigkeit\r\nund Technologieführerschaft Europas sowie zur Resilienz und Energie- und Technologiesouveränität zu leisten.\r\nInvestitionen und Innovationen im Wasserstoffsektor können zu mehr Wachstum sowie einem moderneren Wirtschaften beitragen. 75 Jahre nach der Schuman-Erklärung zur Gründung der Europäischen Gemeinschaft für Kohle und Stahl ist es heute an der Zeit, unsere\r\nSchlüsselindustrien und die Energieversorgung neu zusammenzudenken.\r\nIm Rat der EU gibt es jedoch unter den Mitgliedstaaten keine Gruppe oder Allianz von Staaten, die dazu routinemäßig zusammenarbeitet und sich eng abstimmt, um den europäischen H2-Hochlauf voranzutreiben. Vor dem Hintergrund bestehender und erfolgreich agierender Zusammenschlüsse wie der Nuklear-Allianz und der Friends-of-Renewables-Gruppe,\r\nbesteht beim Thema Wasserstoff eine Lücke, die erfolgversprechend gefüllt werden kann.\r\nDaher hat sich der BDEW gemeinsam mit dreizehn anderen deutschen und europäischen\r\nWirtschaftsverbänden – DVGW, DWV, en2X, figawa, FNB GAS, Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft, Hydrogen Europe, VCI, VDA, VDMA, VIK, VKU, Wirtschaftsvereinigung Stahl – für die\r\nVerankerung einer Wasserstoff-Allianz auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten im Koalitionsvertrag der neuen Bundesregierung eingesetzt.\r\nEs ist sehr zu begrüßen, dass im Koalitionsvertrag nun vereinbart ist, dass Deutschland eine\r\nführende Rolle in einer europäischen Wasserstoffinitiative einnehmen soll. Es gilt nun,\r\ndiese Vereinbarung zum Erfolg zu führen.\r\nZielbild sollte dabei konkret der Aufbau einer Wasserstoff-Allianz auf Ebene der Mitgliedstaaten sein. Dies sollte im engen Austausch mit Verbänden und Unternehmen geschehen,\r\num die tatsächlichen Bedarfe und Schwachstellen in der Praxis zu adressieren.\r\nPotenziale der Wasserstoffwirtschaft\r\nDie Potenziale von Wasserstoff und seinen Derivaten im künftigen Wirtschafts- und Energiesystem Deutschlands sind hoch. Dies gilt sowohl für die industrielle Nutzung als auch für den\r\nTransport sowie im Stromsystem zur Absicherung der Stromerzeugung aus der volatilen Produktion Erneuerbarer Energien. Als Energieträger mit großem Speicherpotenzial spielt Wasserstoff eine zentrale Rolle für die Sektorkopplung mit insbesondere der Stromerzeugung,\r\nWärme, Industrie und Verkehr, die für die intelligente und (kosten-)effiziente Umsetzung der\r\nEnergiewende von zentraler Bedeutung ist.\r\nAngesichts der aktuellen geopolitischen und geoökonomischen Verschiebungen muss sich\r\nEuropa international noch vernetzter und diversifizierter aufstellen, inklusive seiner Handels- und Energiepartnerschaften. Der Wasserstoffsektor eignet sich sehr gut dafür. Neben\r\nSeite 3 von 6\r\ngeographisch vergleichsweise nahe gelegenen Staaten, die mithilfe von Pipelinekorridoren\r\nan die EU angebunden werden können, bieten sich ebenfalls Derivate, die sich gut für den\r\nSchiffstransport eignen, für den Handel mit ferner gelegenen Staaten an. Der Beitrag des\r\nWasserstoffsektors zur Resilienz ergibt sich unter anderem aus einer Vielzahl möglicher Importländer weltweit, insbesondere im Vergleich zu Gas und LNG, in Kombination mit inländischen Produktionspotenzialen.\r\nNeben der Wasserstoffversorgung über das geplante Kernnetz sowie Verteilnetze, die sich\r\ndaran anschließen müssen, können regionale Wasserstoffcluster und -hubs einen wichtigen\r\nBeitrag nicht nur zum Wasserstoffhochlauf, sondern auch zum Aufbau regionaler Wertschöpfungsketten, einschließlich Know-how, Innovationen und Arbeitsplätzen, leisten.\r\nDie Potenziale der Wasserstoffwirtschaft zeigen sich in europäischen und inländischen Projekten, die entweder bereits erfolgreich angelaufen sind oder bei welchen eine finale Investitionsentscheidung getroffen wurde. Dazu zählen in Deutschland zum Beispiel das bundesländerübergreifende Projekt GET H2 Nukleus, der Energiepark Bad Lauchstädt oder der Großelektrolyseur in Lubmin von Deutsche ReGas, das kürzlich als erstes deutsches Unternehmen\r\ndie Förderzusage durch die Europäische Wasserstoffbank erhalten hat.\r\nAllerdings ist angesichts schwieriger bzw. unklarer regulatorischer Rahmenbedingungen,\r\nVerspätungen bei Infrastrukturprojekten, hoher Kosten und einer somit zögerlichen Nachfrageentwicklung auf Abnehmerseite gleichzeitig auch eine zunehmende Unsicherheit oder\r\ngar Rückzug von Projektplänen zu beobachten. Auch als Folge der europäischen Regulierung\r\nist klimafreundlicher Wasserstoff auf absehbare Zeit nicht wettbewerbsfähig. Die Abnahmeseite wird nicht ausreichend unterstützt, um die hohen Bezugskosten auszugleichen.\r\nBei großen europäischen Infrastruktur-Projekten, wie dem Delta-Rhein-Korridor, H2MED,\r\nBalticSeaH2 oder SouthCorridorH2, sowie grenzüberschreitenden Projekten wie mosaHYc mit\r\nFrankreich und Luxemburg oder der Grenzverbindung zwischen Deutschland und Belgien,\r\nsind wegweisende Visionen entworfen worden. Diese ersten grenzüberschreitenden Projekte, mit ihren Erfahrungen und integrierten Ansätzen, sollten als Anhaltspunkte für eine\r\nengere Wasserstoff-Allianz dienen. Mit der richtigen Rahmensetzung auf EU-Ebene (neben\r\nder nationalen Ebene) mit einem Fokus auf Kosteneffizienz, Pragmatismus und Technologieoffenheit, einer stärkeren europäischen Koordinierung und zielgenauen Fördermechanismen kann der Wasserstoffhochlauf zu einer europäischen Erfolgsgeschichte werden.\r\nInhaltliche Stoßrichtungen einer europäischen Wasserstoff-Allianz\r\nEin großer Teil des für den Wasserstoffsektor relevanten regulatorischen Rahmens wird auf\r\nEU-Ebene gesetzt. Eine ambitionierte, aber gleichzeitig pragmatisch orientierte, auf Technologieoffenheit, Machbarkeit, Bezahlbarkeit und Wettbewerbsfähigkeit des Wasserstoffs\r\nausgerichtete europäische H2-Politik ist entscheidend für den Erfolg des Hochlaufs EU-weit\r\nsowie in Deutschland. Das Innovationspotenzial der Wasserstofftechnologien und -nutzung\r\nist groß.\r\nSeite 4 von 6\r\nEine europäische Wasserstoff-Allianz sollte gleichermaßen offen für alle Produktionsmöglichkeiten des erneuerbaren, kohlenstoffarmen und in Zukunft gegebenenfalls auch geogenen Wasserstoffs sein, um den Hochlauf effizient, zu international wettbewerbsfähigen Preisen und in der Breite zu ermöglichen. Im Fokus sollte weniger die Farbe des Wasserstoffs als\r\nvor allem die Einsparung von mindestens 70 % CO2-Emissionen, im Einklang mit EU-Rechtsvorschriften, stehen.\r\nDie übergreifenden Ziele der europäischen Wasserstoff-Allianz sollten sein: Erstens, sich als\r\nZusammenschluss von Mitgliedstaaten, die den Hochlauf beschleunigen und voranbringen\r\nwollen, im Rat der EU und gegenüber der EU-Kommission und dem Europäischen Parlament für eine ambitionierte sowie innovations- und umsetzungsorientierte H2-Politik einzusetzen. Ebenso wichtig wird der Austausch unter diesen Mitgliedstaaten sein.\r\nZweitens sollte die Allianz dazu dienen, noch engere Brücken zu wichtigen Nicht-EU Partnern im Wasserstoffbereich, darunter unter anderem dem Vereinigten Königreich, Norwegen und Mittelmeeranrainerstaaten, zu bauen, um bei den Importkorridoren in die EU Fortschritte zu erreichen. Hier gilt es unter anderem, Importquellen für den Bezug von kohlenstoffarmem Wasserstoff zu erschließen. Auch die Kooperation mit weiteren potenziellen\r\nImportstaaten sollte ausgebaut werden.\r\nKonkrete Projekte der H2-Allianz sollten umfassen:\r\n› Überarbeitung der EU-Regulatorik für die Produktion und Importe von Wasserstoff, insbesondere, mit Blick auf die Senkung der Herstellungskosten, die Anpassung der Strombezugskriterien für RFNBO-konformen Wasserstoff im Delegierten Rechtsakt 2023/1184\r\nsowie eine praxistaugliche Gestaltung des Delegierten Rechtsakts zur Bewertung von\r\nTreibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Kraft- und Brennstoffe.\r\n› Zusammenarbeit für ein einheitliches, global anschlussfähiges H2-Zertifizierungssystem,\r\nAufsetzen eines gangbaren Handelssystems sowie Zusammenarbeit zu Standards zu H2-\r\nQualitäten auf EU-Ebene.\r\n› Beschleunigung des Ausbaus des europäischen H2-Backbones und sich anschließender\r\nKorridore außerhalb der EU. Dafür braucht es grenzüberschreitende Finanzierungsmechanismen. Zentral ist zudem der Bau von Importinfrastrukturen. Dazu zählt der Aufbau\r\nganzheitlicher Systeme, die neben leistungsfähigen Importterminals bzw. FSIUs (Floating\r\nStorage and Injection Units) auch Ammoniakcracker sowie eine entsprechende Speicherinfrastruktur umfassen. Nur durch ein abgestimmtes Zusammenspiel dieser Elemente\r\nkann eine sichere und effiziente Versorgung mit Wasserstoff und Derivaten gewährleistet\r\nwerden.\r\n› Voranbringen der Offshore-Elektrolyse und Stärkung des Fokus auf maritime Räume.\r\n› Weitere Stärkung der Europäischen Wasserstoffbank – wie im Clean Industrial Deal vorgesehen – und anderer Förderinstrumente mit dem Ziel, die Wettbewerbsfähigkeit von\r\nklimafreundlichem Wasserstoff herzustellen. Es bedarf eines kohärenten Förderrahmens\r\nauf der Nachfrage- und Erzeugerseite, um die Kostennachteile auszugleichen. Notwendig\r\nSeite 5 von 6\r\nsind darüber hinaus Absicherungsinstrumente für Wasserstofflieferverträge, zum Beispiel\r\ndurch Avalkredite oder Bürgschaftsprogramme für Abnehmer und Lieferanten, und für\r\nMidstreamer, welche die Handels- und Vertriebskette zwischen Produktion und Nutzung\r\norganisieren und damit eine markttragende, unverzichtbare Rolle spielen.\r\n› Ausbau einer innovativen H2-Ökonomie und Technologieführerschaft im H2-Bereich im\r\nSinne der Stärkung der europäischen Wettbewerbsfähigkeit. Hierzu gehört auch die Förderung von europäisch vernetzter Forschung und Entwicklung, um Innovationen voranzubringen.\r\nMögliche Partner\r\nAngesichts der verschiedenen Vorhaben, die im Rahmen einer europäischen WasserstoffAllianz angegangen werden sollten, und unterschiedlicher Interessenkonstellationen unter\r\nden EU-Mitgliedstaaten mit Blick auf die verschiedenen Dossiers, bietet sich eine zweigleisige Herangehensweise an. Grundsätzlich sollte es das Ziel sein, eine breite Allianz von EUMitgliedstaaten, die sich für einen möglichst schnellen und ambitionierten Hochlauf einsetzen wollen, zusammenzubringen. Zugleich könnte es innerhalb der Allianz aber themenspezifisch vertiefte Kooperationen zwischen einzelnen Staaten geben. Dies kann beispielsweise der Fall sein, wenn es um die Zusammenarbeit mit Blick auf einzelne Importkorridore\r\noder grenzüberschreitende Wasserstoffregionen (Valleys, Hubs) geht.\r\nMit Blick auf Partnerschaften für die Wasserstoff-Allianz sollte eine offene Herangehensweise verfolgt werden, d. h. die Allianz sollte im Grundsatz für alle interessierten Partner\r\noffen sein. Naheliegende Partner wären Staaten, die, ähnlich wie Deutschland, im Zentrum\r\nihres Energiesystems Erneuerbare Energien haben und Moleküle als Partner dazu betrachten.\r\nAls natürliche Partner erscheinen insbesondere die Niederlande und Belgien, auch wegen\r\nkomplementärer Interessenlagen bei Importen von insbesondere H2-Derivaten über Häfen:\r\nDie Importhubs, die in Rotterdam und Antwerpen/Zeebrügge entwickelt werden, können\r\naufgrund der bestehenden Infrastrukturen und geographischen Nähe eine zentrale Rolle für\r\nden Weitertransport des Wasserstoffs und seiner Derivate zu Abnehmern in Deutschland\r\nspielen.\r\nDer Neustart in der energiepolitischen Zusammenarbeit zwischen Deutschland und Frankreich unter der neuen Bundesregierung sollte genutzt werden, um Frankreich im Rahmen\r\nder europäischen Wasserstoff-Allianz mit einzubinden. Für die Durchsetzungskraft der Wasserstoff-Allianz auf europäischer Ebene und einer globalen Technologieführerschaft der EU\r\nwäre ein deutsch-französischer Schulterschluss von hohem Wert. Für pragmatische Lösungen beim Wasserstoffhochlauf sollte ein deutsch-französischer Interessenausgleich angestrebt werden.\r\nIn jedem Fall sollte die Wasserstoff-Allianz vermeiden, Gegensätze zwischen Gegnern und\r\nBefürwortern von Kernenergie in der EU weiterzuführen, offen für die Teilnahme von\r\nSeite 6 von 6\r\nLändern sein, die auf Kernenergie setzen, und versuchen, Unterschiede zwischen den jeweiligen Standpunkten zu überbrücken.\r\nFür die Allianz scheinen unter den nordischen Staaten vor allem Dänemark und Finnland in\r\nBetracht zu kommen, die eine führende Rolle in der H2-Ökonomie beanspruchen, sowie die\r\nsüdeuropäischen Länder (Spanien, Portugal, Italien, ferner auch Griechenland) mit hohen\r\nProduktionspotenzialen vor Ort. Österreich ist ein weiterer naheliegender Partner mit einem\r\nähnlichen Schwerpunkt auf Erneuerbaren Energien in ihrem Energiesystem und ähnlichen\r\nInteressen. Mit Blick auch auf Offshore-Elektrolyse und maritime Räume sollten die baltischen Staaten einbezogen werden. Polen sollte als wichtiger Nachbarstaat und größter Staat\r\nin Mitteleuropa im Rahmen der Allianz angesprochen werden, auch wenn es mit Blick auf\r\ngrünen und erneuerbaren Wasserstoff bislang keine aktive Rolle einnimmt, gegebenenfalls\r\nauch weitere osteuropäische Staaten.\r\nAls konkrete erste Wegmarken zur Materialisierung einer europäischen Wasserstoff-Allianz\r\nwären ein gemeinsames Communiqué der beteiligten Mitgliedstaaten sowie sich anschließende regelmäßige Treffen denkbar.\r\nDie relevanten Dachverbände auf EU-Ebene sowie nationale Verbände und Unternehmen\r\nkönnen die Wasserstoff-Allianz auf Basis ihrer Erfahrungen in der Praxis flankieren und bereichern."},"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":21}}]},"sendingDate":"2025-06-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017493","regulatoryProjectTitle":"Änderung des BauGB zur Beschleunigung des Wohnungsbaus sowie zur Absicherung der Energieinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f3/fe/560913/Stellungnahme-Gutachten-SG2506300013.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, 25. Juni 2025\r\nStellungnahme\r\nGesetz zur Beschleunigung\r\ndes Wohnungsbaus und\r\nzur Wohnraumsicherung\r\nEntwurf der Bundesregierung vom 18. Juni 2025\r\nGesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und\r\nzur Wohnraumsicherung\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\nInhalt\r\nZusammenfassung ......................................................................................................3\r\nAnmerkungen zum Gesetzentwurf ..............................................................................3\r\n1 B-Pläne mit dauerhaften Abweichungen von der TA-Lärm..........................3\r\n2 Unwirksamkeit von B-Plänen mit Abweichungen von der TA-Lärm.............4\r\nAnlage mit notwendigen BauGB-Änderungen zur Beschleunigung EE und Wärme ........5\r\nGesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und\r\nzur Wohnraumsicherung\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\nZusammenfassung\r\nDie Beschleunigung des Wohnungsbaus ist auch aus Sicht des BDEW ein unterstützenswertes\r\nVorhaben.\r\nBei den vorgelegten Regelungen zur Beschleunigung des Wohnungsbaus muss jedoch unbedingt darauf geachtet werden, dass es in der Folge nicht zu einer Benachteiligung von bereits\r\nbestehender oder genehmigter Energieinfrastruktur kommt. Insofern ist insbesondere bei § 9\r\nAbs. 1 Nr. 23 BauGB-E, der für heranrückende Wohnbebauung eine Abweichung von bestehenden Lärmvorschriften zulässt, nachzubessern und neben den berechtigten Zielen der Stärkung des Wohnungsbaus auch der Bestandsschutz und die Weiterentwicklung von Energieerzeugungsstandorten zu gewährleisten. Andernfalls droht der Wegfall wichtiger Standorte für\r\ndie Energieversorgungssicherheit.\r\nEbenso wichtig wie die Beschleunigung des Wohnungsbaus ist die weitere Beschleunigung\r\nvon Energievorhaben. Auch hierfür sind dringende Anpassungen im BauGB erforderlich, die\r\nteilweise schon im Gesetz zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung in der letzten Legislatur enthalten waren und schnellstmöglich in einem weiteren Änderungsgesetz zum Baugesetzbuch umgesetzt werden sollen. Die wichtigsten entsprechenden Anpassungen aus Sicht\r\ndes BDEW finden sich in der Anlage zur Stellungnahme.\r\nAnmerkungen zum Gesetzentwurf\r\n1 Bebauungspläne mit dauerhaften Abweichungen von der TA-Lärm\r\nDer Gesetzentwurf sieht eine Erleichterung für die Aufstellung von Bebauungsplänen in § 9\r\nAbs. 1 Nr. 23 BauGB vor. Es soll geregelt werden, dass in Bebauungsplänen die Festsetzung\r\nvon Werten zum Schutz von Geräuschimmissionen ermöglicht werden soll, wobei in begründeten Ausnahmefällen Abweichungen von der TA-Lärm zulässig sein sollen. Damit werden den\r\nPlanungsträgern sehr weitreichende (und letztlich bis an die Grenzen des Gesundheitsschutzes\r\ngehende) Abweichungen von dem Immissionswertkonzept der TA-Lärm ermöglicht. Unklar\r\nbleibt dabei, wie die Interessen der Energiewirtschaft am Erhalt und der Weiterentwicklung\r\nbestehender Standorte geschützt werden.\r\nWenn durch die neue Regelung nun das Heranrücken von Wohnbebauung an die Anlagen erleichtert wird, droht ein weiterer Ausbau der Anlagen deutlich erschwert zu werden, da mit\r\nHeranrücken der Wohnbebauung möglicherweise noch bestehende Puffer für zusätzliche\r\nLärmemissionen wegfallen könnten. Mindestens muss also sichergestellt werden, dass die\r\nerhöhten Werte auch umgekehrt für die Energieinfrastruktur und für etwaige Erweiterungen\r\ngelten.\r\nGesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und\r\nzur Wohnraumsicherung\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nAus Sicht des BDEW sollte zudem in einer speziellen Abweichungsklausel des § 9 I Nr. 23 a) aa)\r\nBauGB eine Abwägungsdirektive aufgenommen werden, die die planende Gemeinde verpflichtet, bei der Festsetzung von Abweichungen zur TA-Lärm die besonderen Interessen der von\r\neinem entsprechenden Wohnungsbauvorhaben betroffenen Energieinfrastruktur vorrangig zu\r\nberücksichtigen.\r\n2 Unwirksamkeit von B-Plänen mit Abweichungen von der TA-Lärm\r\nMit dem vorgeschlagenen § 216a BauGB soll der Fall der unerkannten Unwirksamkeit eines\r\nteilweise bereits vollzogenen Bebauungsplans, der Abweichungen von der TA-Lärm vorsieht,\r\nmit heranrückender Wohnbebauung geregelt werden.\r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich, dass mit der neu eingeführten Regelung das Risiko der Unwirksamkeit des Bebauungsplans, für die nicht der Anlagenbetreiber, sondern letztlich die Gemeinde verantwortlich ist, nicht dem Anlagenbetreiber aufgebürdet werden soll.\r\nAus Sicht des BDEW berücksichtigt die Regelung die Interessen der Energiewirtschaft jedoch\r\nnicht ausreichend, denn die vorgesehene Festlegung von Lärmschutzmaßnahmen an den geräuschemittierenden Anlagen soll im Einvernehmen zwischen der die Anlage genehmigenden\r\nBehörde und der planaufstellenden Gemeinde getroffen werden. Selbst wenn die Gemeinde,\r\nder Vorhabenträger des Wohnbauvorhabens oder ein anderer Eigentümer oder Nutzungsberechtigter zur Übernahme der hierdurch entstehenden die Kosten verpflichtet sind (Absatz 2),\r\nwird dies zum Beispiel bei einem ggf. notwendigen lärmreduzierten Betrieb von Windenergieanlagen nicht umsetzbar sein.\r\nZur Einhaltung der immissionsschutzrechtlichen Vorgaben zum Schutz vor Lärm sollte der Betrieb allenfalls zu zusätzlichen Lärmschutzvorkehrungen, aber nicht zu Betriebseinschränkungen aufgefordert werden dürfen. Bei der Lärmkonfliktlösung sollten demzufolge im Falle geräuschemittierender Anlagen nicht „sämtliche“, sondern nur investive Maßnahmen zur Lärmminderung an der Schallquelle in Betracht gezogen werden.\r\nGesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und\r\nzur Wohnraumsicherung\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\nAnlage mit notwendigen BauGB-Änderungen zur Beschleunigung EE und Wärme\r\nAus Sicht des BDEW sind folgende dringliche BauGB-Änderungen zur Beschleunigung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien und für die Beschleunigung der Wärmewende notwendig. Zu\r\nden Einzelheiten der unten aufgeführten Punkte verweisen wir auf die BDEW-Stellungnahme\r\nzur BauGB-Novelle vom 30. Oktober 2024.\r\nDringendste Änderungen\r\n› Windenergie an Land\r\n› Die planungsrechtlichen Vorgaben aus der RED III sollten umfassend umgesetzt werden, um die Erleichterungen in allen Windenergiegebieten nutzen zu können und den\r\nFadenriss zur EU-Notfall-VO zu minimieren.\r\n› Die Gemeindeöffnungsklausel ist auf eine gesetzliche Lockerung der Zielbindung bei\r\nVorliegen bestimmter Tatbestandsvoraussetzungen anzupassen.\r\n(§ 245e Abs. 5 BauGB)\r\n› Für die bauplanungsrechtliche Zulässigkeit im Außenbereich sollte auf den Zeitpunkt\r\nder Antragstellung und nicht auf den Zeitpunkt der Genehmigung abgestellt werden.\r\n(§ 249 Absatz 2 BauGB)\r\n› In Windenergiegebieten sollten Projekte nicht mehr durch Veränderungssperren und\r\nZurückstellungen verzögert oder verhindert werden dürfen.\r\n(§ 249 Abs. 5a (neu) BauGB)\r\n› Der zuständige Planungsträger sollte nicht nur an entgegenstehende Ziele der Raumordnung und an entgegenstehende Darstellungen in Flächennutzungsplänen nicht gebunden sein, sondern auch an entgegenstehende Festsetzungen in Bebauungsplänen.\r\nDann können innerhalb der ausgewiesenen Windenergiegebiete auch entgegenstehende Festsetzungen in bestehenden Bebauungsplänen im Genehmigungsverfahren\r\neinem Vorhaben nicht mehr entgegengehalten werden können.\r\n(§ 249 Abs. 5 BauGB)\r\n› Die Möglichkeit der Gemeinden, zusätzliche Flächen für Windenergievorhaben auszuweisen, auch wenn die Flächenziele des WindBG erreicht sind, muss dringend klarer gefasst werden.\r\n(§ 249 Abs. 4, 5 BauGB)\r\n› Für eine effektive Erleichterung beim Repowering sollte das Kriterium der „Grundzüge\r\nder Planung“ gestrichen werden. Dieser unbestimmte Rechtsbegriff führt in der Genehmigungspraxis aktuell zu erheblichen Schwierigkeiten und verhindert die Realisierung\r\nGesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und\r\nzur Wohnraumsicherung\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\nzahlreicher Repowering-Vorhaben außerhalb von Windenergiegebieten.\r\n(§ 245e Abs. 3 BauGB)\r\n› Elektrolyseure, Geothermie-Anlagen und Anlagen zur Speicherung von Strom, Wärme\r\noder Wasserstoff sollten klarstellend von der Außenbereichsprivilegierung nach § 35 Absatz 1 erfasst werden.\r\n› Elektrolyseure sollten als Hauptanlagen in Gewerbegebieten und in Industriegebieten ohne\r\nGrößenbegrenzung ausdrücklich zulassungsfähig werden (Änderung der BauNVO).\r\n› Bei der Privilegierung im PV-Bereich sollte eine die Synchronisation von BauGB-Privilegierung und EEG-Vorgaben hergestellt werden.\r\n(§ 35 Abs, 1 Nr. 8 BauGB)\r\n› Wärmewende\r\n› Für die Beschleunigung und Intensivierung des Wärmenetzausbaus sollte es für den\r\nAusbau der leitungsgebundenen Wärmeversorgung auch die Möglichkeit geben, von\r\nder Bauleitplanung abzuweichen.\r\n(§ 246f BauGB)\r\n› Weiterhin sollte bei der Aufstellung von Bauleitplänen gemäß 1 Abs. 6 Nr. 7g BauGB neben dem § 26 WPG auch der § 20 WPG Berücksichtigung finden.\r\n› Die Ergebnisse der Wärmeplanung gemäß §§ 17 ff. WPG sollten im Flächennutzungsplan berücksichtigt werden (§ 5 Abs. 2 BauGB) und ebenfalls bei der Festsetzung im Bebauungsplan.\r\n(§ 9 Abs1 BauGB)\r\nWeitere Änderungen\r\nNeben den dringendsten Änderungen sind folgende weitere Änderungen nötig.\r\n› Bei der Windenergie an Land sollte die positive Vorwirkung von Plänen klargestellt werden. Es ist insbesondere nicht klar, inwiefern die Beteiligung abgeschlossen sein muss,\r\ndamit die Vorwirkung greift.\r\n(§ 245e Abs. 4 BauGB)\r\n› Weiter sollten Ausnahmen und Befreiungen von Bebauungsplänen konkretisiert werden, indem die Grundzüge der Planung gestrichen werden.\r\n(§ 31 BauGB)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017493","regulatoryProjectTitle":"Änderung des BauGB zur Beschleunigung des Wohnungsbaus sowie zur Absicherung der Energieinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9e/20/622721/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300090.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\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, 11. September 2025\r\nStellungnahme\r\nGesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und zur Wohnraumsicherung\r\nEntwurf der Bundesregierung vom 18. Juni 2025\r\nVersion 2\r\nGesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und\r\nzur Wohnraumsicherung\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\nInhalt\r\nZusammenfassung ...................................................................................................... 3\r\nAnmerkungen zum Gesetzentwurf .............................................................................. 3\r\n1 B-Pläne mit dauerhaften Abweichungen von der TA-Lärm .......................... 3\r\n2 Unwirksamkeit von B-Plänen mit Abweichungen von der TA-Lärm ............. 4\r\nAnlage mit notwendigen BauGB-Änderungen zur Beschleunigung EE und Wärme ........ 5\r\nGesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und\r\nzur Wohnraumsicherung\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\nZusammenfassung\r\nDie Beschleunigung des Wohnungsbaus ist auch aus Sicht des BDEW ein unterstützenswertes Vorhaben.\r\nBei den vorgelegten Regelungen zur Beschleunigung des Wohnungsbaus muss jedoch unbe-dingt darauf geachtet werden, dass es in der Folge nicht zu einer Benachteiligung von bereits bestehender oder genehmigter Energieinfrastruktur kommt. Insofern ist insbesondere bei § 9 Abs. 1 Nr. 23 BauGB-E, der für heranrückende Wohnbebauung eine Abweichung von beste-henden Lärmvorschriften zulässt, nachzubessern und neben den berechtigten Zielen der Stär-kung des Wohnungsbaus auch der Bestandsschutz und die Weiterentwicklung von Energieer-zeugungsstandorten zu gewährleisten. Andernfalls droht der Wegfall wichtiger Standorte für die Energieversorgungssicherheit.\r\nEbenso wichtig wie die Beschleunigung des Wohnungsbaus ist die weitere Beschleunigung von Energievorhaben. Auch hierfür sind dringende Anpassungen im BauGB erforderlich, die teilweise schon im Gesetz zur Stärkung der integrierten Stadtentwicklung in der letzten Legis-latur enthalten waren und schnellstmöglich in einem weiteren Änderungsgesetz zum Bauge-setzbuch umgesetzt werden sollen. Die wichtigsten entsprechenden Anpassungen aus Sicht des BDEW finden sich in der Anlage zur Stellungnahme.\r\nAnmerkungen zum Gesetzentwurf\r\n1 Bebauungspläne mit dauerhaften Abweichungen von der TA-Lärm\r\nDer Gesetzentwurf sieht eine Erleichterung für die Aufstellung von Bebauungsplänen in § 9 Abs. 1 Nr. 23 BauGB vor. Es soll geregelt werden, dass in Bebauungsplänen die Festsetzung von Werten zum Schutz von Geräuschimmissionen ermöglicht werden soll, wobei in begrün-deten Ausnahmefällen Abweichungen von der TA-Lärm zulässig sein sollen. Damit werden den Planungsträgern sehr weitreichende (und letztlich bis an die Grenzen des Gesundheitsschutzes gehende) Abweichungen von dem Immissionswertkonzept der TA-Lärm ermöglicht. Unklar bleibt dabei, wie die Interessen der Energiewirtschaft am Erhalt und der Weiterentwicklung bestehender Standorte geschützt werden.\r\nWenn durch die neue Regelung nun das Heranrücken von Wohnbebauung an die Anlagen er-leichtert wird, droht ein weiterer Ausbau der Anlagen deutlich erschwert zu werden, da mit Heranrücken der Wohnbebauung möglicherweise noch bestehende Puffer für zusätzliche Lärmemissionen wegfallen könnten. Mindestens muss also sichergestellt werden, dass die erhöhten Werte auch umgekehrt für die Energieinfrastruktur und für etwaige Erweiterungen gelten.\r\nGesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und\r\nzur Wohnraumsicherung\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nAus Sicht des BDEW sollte zudem in einer speziellen Abweichungsklausel des § 9 I Nr. 23 a) aa) BauGB eine Abwägungsdirektive aufgenommen werden, die die planende Gemeinde verpflich-tet, bei der Festsetzung von Abweichungen zur TA-Lärm die besonderen Interessen der von einem entsprechenden Wohnungsbauvorhaben betroffenen Energieinfrastruktur vorrangig zu berücksichtigen.\r\n2 Unwirksamkeit von B-Plänen mit Abweichungen von der TA-Lärm\r\nMit dem vorgeschlagenen § 216a BauGB soll der Fall der unerkannten Unwirksamkeit eines teilweise bereits vollzogenen Bebauungsplans, der Abweichungen von der TA-Lärm vorsieht, mit heranrückender Wohnbebauung geregelt werden.\r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich, dass mit der neu eingeführten Regelung das Risiko der Un-wirksamkeit des Bebauungsplans, für die nicht der Anlagenbetreiber, sondern letztlich die Ge-meinde verantwortlich ist, nicht dem Anlagenbetreiber aufgebürdet werden soll.\r\nAus Sicht des BDEW berücksichtigt die Regelung die Interessen der Energiewirtschaft jedoch nicht ausreichend, denn die vorgesehene Festlegung von Lärmschutzmaßnahmen an den ge-räuschemittierenden Anlagen soll im Einvernehmen zwischen der die Anlage genehmigenden Behörde und der planaufstellenden Gemeinde getroffen werden. Selbst wenn die Gemeinde, der Vorhabenträger des Wohnbauvorhabens oder ein anderer Eigentümer oder Nutzungsbe-rechtigter zur Übernahme der hierdurch entstehenden die Kosten verpflichtet sind (Absatz 2), wird dies zum Beispiel bei einem ggf. notwendigen lärmreduzierten Betrieb von Windenergie-anlagen nicht umsetzbar sein.\r\nZur Einhaltung der immissionsschutzrechtlichen Vorgaben zum Schutz vor Lärm sollte der Be-trieb allenfalls zu zusätzlichen Lärmschutzvorkehrungen, aber nicht zu Betriebseinschränkun-gen aufgefordert werden dürfen. Bei der Lärmkonfliktlösung sollten demzufolge im Falle ge-räuschemittierender Anlagen nicht „sämtliche“, sondern nur investive Maßnahmen zur Lärm-minderung an der Schallquelle in Betracht gezogen werden.\r\nGesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und\r\nzur Wohnraumsicherung\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\nAnlage mit notwendigen BauGB-Änderungen zur Beschleunigung EE und Wärme\r\nAus Sicht des BDEW sind folgende dringliche BauGB-Änderungen zur Beschleunigung des Aus-baus der Erneuerbaren Energien und für die Beschleunigung der Wärmewende notwendig. Zu den Einzelheiten der unten aufgeführten Punkte verweisen wir auf die BDEW-Stellungnahme zur BauGB-Novelle vom 30. Oktober 2024.\r\nDringendste Änderungen\r\n›\r\nWindenergie an Land\r\n›\r\nBei der erfolgten planungsrechtlichen Umsetzung der RED III besteht dringender An-passungsbedarf in § 245f Abs. 3 BauGB (und spiegelbildlich in § 28 Abs. 5 und 7 ROG): Notwendig ist die Einführung klarer, europarechtskonformer Leitplanken für die nach-trägliche Ausweisung zu Beschleunigungsgebieten (insb. Beschränkung des Verfahrens auf die Änderungen durch Ausweisung als Beschleunigungsgebiet und die Aufstellung etwaig noch fehlender Regeln für Minderungsmaßnahmen), wobei die Ausweisung in-nerhalb von sechs Monaten erfolgen muss. Außerdem sollte die Definition der Speicher am selben Standort an den Wortlaut der Richtlinie angepasst werden. (§ 249 Abs. 6a BauGB mit Folgeänderungen im BImSchG, WindBG, etc.)\r\n›\r\nFür die Genehmigungsentscheidung zur bauplanungsrechtlichen Zulässigkeit im Außen-bereich sollte auf den Zeitpunkt der Antragstellung und nicht auf den Zeitpunkt der Genehmigung abgestellt werden. (§ 249 Absatz 2 BauGB)\r\n›\r\nIn Windenergiegebieten sollten Projekte nicht mehr durch Veränderungssperren und Zurückstellungen verzögert oder verhindert werden dürfen. (z.B. als neuer § 249 Abs. 5a BauGB)\r\n›\r\nDer zuständige Planungsträger sollte nicht nur an entgegenstehende Ziele der Raum-ordnung und an entgegenstehende Darstellungen in Flächennutzungsplänen nicht ge-bunden sein, sondern auch an entgegenstehende Festsetzungen in Bebauungsplänen. Dann können innerhalb der ausgewiesenen Windenergiegebiete auch entgegenste-hende Festsetzungen in bestehenden Bebauungsplänen im Genehmigungsverfahren einem Vorhaben nicht mehr entgegengehalten werden können. (§ 249 Abs. 5 BauGB)\r\n›\r\nDie Möglichkeit der Gemeinden, zusätzliche Flächen für Windenergievorhaben auszu-weisen, auch wenn die Flächenziele des WindBG erreicht sind, muss dringend klarer ge-fasst werden.\r\n›\r\n(§ 249 Abs. 4, 5 BauGB)\r\nGesetz zur Beschleunigung des Wohnungsbaus und\r\nzur Wohnraumsicherung\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\n›\r\nFür eine effektive Erleichterung beim Repowering sollte das Kriterium der „Grundzüge der Planung“ gestrichen werden. Dieser unbestimmte Rechtsbegriff führt in der Geneh-migungspraxis aktuell zu erheblichen Schwierigkeiten und verhindert die Realisierung zahlreicher Repowering-Vorhaben außerhalb von Windenergiegebieten. (§ 245e Abs. 3 BauGB)\r\n›\r\nElektrolyseure, Geothermie-Anlagen und Anlagen zur Speicherung von Strom, Wärme oder Wasserstoff sollten klarstellend von der Außenbereichsprivilegierung nach § 35 Ab-satz 1 erfasst werden.\r\n›\r\nElektrolyseure sollten als Hauptanlagen in Gewerbegebieten und in Industriegebieten ohne Größenbegrenzung ausdrücklich zulassungsfähig werden (Änderung der BauNVO).\r\n›\r\nBei der Privilegierung im PV-Bereich sollte eine die Synchronisation von BauGB-Privilegie-rung und EEG-Vorgaben hergestellt werden. (§ 35 Abs, 1 Nr. 8 BauGB)\r\n›\r\nWärmewende\r\n›\r\nFür die Beschleunigung und Intensivierung des Wärmenetzausbaus sollte es für den Ausbau der leitungsgebundenen Wärmeversorgung auch die Möglichkeit geben, von der Bauleitplanung abzuweichen. (§ 246f BauGB)\r\n›\r\nWeiterhin sollte bei der Aufstellung von Bauleitplänen gemäß 1 Abs. 6 Nr. 7g BauGB ne-ben dem § 26 WPG auch der § 20 WPG Berücksichtigung finden.\r\n›\r\nDie Ergebnisse der Wärmeplanung gemäß §§ 17 ff. WPG sollten im Flächennutzungs-plan berücksichtigt werden (§ 5 Abs. 2 BauGB) und ebenfalls bei der Festsetzung im Be-bauungsplan. (§ 9 Abs1 BauGB)\r\nWeitere Änderungen\r\nNeben den dringendsten Änderungen sind folgende weitere Änderungen nötig.\r\n›\r\nBei der Windenergie an Land sollte die positive Vorwirkung von Plänen klargestellt wer-den. Es ist insbesondere nicht klar, inwiefern die Beteiligung abgeschlossen sein muss, damit die Vorwirkung greift. (§ 245e Abs. 4 BauGB)\r\n›\r\nWeiter sollten Ausnahmen und Befreiungen von Bebauungsplänen konkretisiert wer-den, indem die Grundzüge der Planung gestrichen werden. (§ 31 BauGB)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017494","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur diskriminierungsfreien Kupfer-Glas-Migration gemäß Paragraph 34 TKG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2c/e6/560915/Stellungnahme-Gutachten-SG2506300044.pdf","pdfPageCount":24,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"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, 23. Juni 2025\r\nStellungnahme\r\nzum Impulspapier zur regulierten KupferGlas-Migration\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 24\r\nEinleitung\r\nAm 28. April 2025 hat die Bundesnetzagentur ihr Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration veröffentlicht. Aufgrund des stetig voranschreitenden Glasfaserausbaus wird die Frage\r\nnach einer Ausgestaltung der vollständigen Abschaltung der Kupfernetze immer relevanter. Das\r\nImpulspapier beschäftigt sich daher im Kern mit Hinweisen und Fragen zur Anwendung des §\r\n34 TKG, der die Grundlage für die Außerbetriebnahme herkömmlicher Infrastrukturen bzw. deren Ersatz durch zukunftsfähige Netze zur elektronischen Kommunikation im deutschen Recht\r\nbildet.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) unterstützt ausdrücklich das\r\nZiel der Bundesnetzagentur, die Kupfernetze in den kommenden Jahren auf zukunftssichere\r\nund nachhaltige Glasfasertechnologie zu migrieren. Der überfällige Technologiewechsel ist Voraussetzung für das Ziel, die Digitalisierung in Deutschland und Europa zu fördern und international wettbewerbsfähig zu bleiben. Wir bedanken uns für die Möglichkeit, zu dem vorliegenden Impulspapier eine Stellungnahme einreichen zu können.\r\nDie Mitgliedsunternehmen des BDEW haben den Glasfaserausbau seit Jahren vielerorts stark\r\nvorangetrieben, insbesondere auch dort wo die großen Telekommunikationsunternehmen\r\nweitgehend untätig geblieben sind. Als Teil der alternativen Netzbetreiber haben sie bis Ende\r\n2024 61 Prozent des Glasfaserausbaus in Deutschland realisiert – 77 Prozent der aktivierten\r\nNetzanschlüsse. Die Abschaltung der veralteten und seit Jahren abgeschriebenen Kupfernetze\r\nschafft wichtige Anreize, ist ein wesentlicher Beitrag für Amortisierung getätigter und künftiger\r\nInvestitionen in Glasfasernetze und schafft Rechtssicherheit für ausbauende Unternehmen.\r\nAllerdings bleibt das Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration deutlich hinter den Erwartungen der BDEW-Mitgliedsunternehmen zurück. Die zentrale Frage aus Sicht der alternativen Netzbetreiber bleibt durch das erste Konzept unbeantwortet: Wie wird die Kupfer-GlasMigration in Gebieten erfolgen, in denen nicht die Telekom, sondern alternative Netzbetreiber\r\nflächendeckend Glasfaserinfrastruktur ausgebaut haben? Indem die BNetzA die Telekom als\r\neinzigen Akteur mit Initiativrecht für die Kupferabschaltung ansieht, werden andere ausbauende Unternehmen mit wettbewerblichen Nachteilen konfrontiert. Schließlich begünstigt die\r\nderzeitige Regelung eine strategische Ausnutzung durch die Telekom und widerspricht den bisherigen Vorstellungen der EU-Kommission und Bundesregierung zur Kupfer-Glas-Migration.\r\nAus Sicht des BDEW ist es daher notwendig, ein diskriminierungsfreies Migrationskonzept einzuführen und mit einer Reihe regulatorischer Maßnahmen zu unterstützen.\r\nNach unserer Auffassung sollte in der nachfolgenden Migrationsphase die Kupferabschaltung\r\nin Gebieten mit ausgebauter Glasfaserinfrastruktur nicht ausschließlich der Telekom überlassen\r\nwerden. Kann die Internetversorgung in einem Gebiet durch Glasfasernetze alternativer\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 24\r\nBetreiber sichergestellt werden, sollte eine Abschaltung der Kupfernetze anhand objektiver und\r\ntransparenter Kriterien auch von diesen initiiert werden können. Diese müssen zudem angemessene Zugangsprodukte anbieten, um Nachfragern auf der bisherigen Kupferinfrastruktur einen Übergang auf Glasfasernetze wirtschaftlich und technisch zu ermöglichen.\r\nVorteile einer Kupfer-Glas-Migration\r\nDie Kupfer-Glas-Migration kann einen starken Impuls für weitere Investitionen in den Netzausbau darstellen. Durch sie werden Planungssicherheit geschaffen, bestehende Netze ausgelastet\r\nund getätigte Investitionen amortisiert. Im Hinblick auf den zunehmenden Einsatz datenintensiver Technologien – wie künstlicher Intelligenz – wird auch eine Abschaltung veralteter Kupfernetze dringlicher. Will Deutschland technologisch international anschlussfähig bleiben, muss\r\neine konsequente Umstellung auf die zukunftsfähigen Glasfasernetze erfolgen. Nicht zuletzt\r\nwird auch die Nachhaltigkeit elektronischer Kommunikationsnetze durch eine Migration erhöht. Im Vergleich mit anderen elektronischen Kommunikationsnetzen stellen Glasfaserkabel\r\ndie energieeffizienteste Option dar und können daher die CO2-Emissionen im IKT-Sektor deutlich reduzieren1\r\n.\r\nGleichzeitig setzt eine Kupferabschaltung nicht zwingend voraus, dass alle Haushalte vollständig\r\nmit einem FTTH-Netz erschlossen sind. In einigen Fällen wird dies von Endkundinnen und Endkunden nicht gewünscht oder ist technisch nicht umsetzbar. In Fällen, in denen weder eine Glasfaseranbindung noch ein Anschluss an andere gigabitfähige VHC-Netze möglich ist, sollten Mobilfunklösungen oder eine Versorgung über Low-Orbit-Satelliten in Betracht gezogen werden.\r\nBestehender Rechtsrahmen nach § 34 TKG führt zu wettbewerblichen Verzerrungen\r\nGrundlage für das im Impulspapier genannte Verfahren zur Kupfer-Glas-Migration ist § 34 TKG.\r\nDie Kupfernetzabschaltung unterliegt einem besonderen Verfahren, da die Telekom auf relevanten Vorleistungsmärkten über beträchtliche Marktmacht verfügt und eine Kupferabschaltung die Bereitstellung regulierter Zugangsprodukte unmöglich machen würde. Nach dem\r\nWortlaut des § 34 Abs. 1 und 2 TKG setzt der Beginn einer Kupfernetzabschaltung eine entsprechende Anzeige des marktmächtigen Unternehmens voraus. Teil dieser dreiteiligen Anzeige ist\r\n1 Eine Analyse zu den positiven Effekten einer Glasfaserinfrastruktur im Vergleich zu veralteten Kupfernetzen vgl.\r\nWIK-Consult/PwC (13. Juni 2024) „Metastudie zum nachhaltigen Ausbau von Gigabitnetzen“.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 24\r\nder Antrag, in dem von der Anzeige betroffenen Gebiet aus der Verpflichtung zur Bereitstellung\r\nregulierter Zugangsprodukte entlassen zu werden.\r\nAus Sicht des BDEW darf dies nicht dazu führen, dass die Regelung durch die Telekom, als ein\r\nihr zustehendes uneingeschränktes Ermessen interpretiert wird, wonach nur sie entscheiden\r\ndarf, ob sie Anzeigen zur Abschaltung vorlegt. Gleiches gilt für eine einseitige Entscheidung bezüglich des Zeitpunkts und der Gebiete für die Abschaltung. Aus unserer Sicht liegt in einer solchen Interpretation ein großes Risiko für eine strategische Ausnutzung der Kupferabschaltung\r\ndurch das marktmächtige Unternehmen.\r\nDie Telekom ist weder rechtlich noch praktisch gehindert, auch in Gebieten in denen Wettbewerber ein hinreichend dichtes Glasfasernetz ausgebaut haben, eine Kupferabschaltung anzuzeigen. Allerdings müsste die Telekom insoweit auf ihr eigenes Wholesale-Geschäft verzichten\r\nund ihrerseits Vorleistungsprodukte von konkurrierenden Glasfasernetzbetreibern einkaufen.\r\nSolche Vorleistungsprodukte, insbesondere Layer-2-Bitstrom, sind zwar mittlerweile von vielen\r\nGlasfasernetzbetreibern erhältlich. Jedoch lässt das derzeitige Marktverhalten der Telekom darauf schließen, dass sie nicht bereit ist, auf breiter Basis Vorleistungen bei anderen Glasfasernetzbetreibern einzukaufen.\r\nVielmehr besteht die Gefahr, dass die Telekom als marktmächtiges Unternehmen die KupferGlas-Migration strategisch einsetzt, um einen Wettbewerbsvorteil gegenüber anderen Marktteilnehmern zu erzielen. Die Telekom könnte in Gebieten mit eigenem Glasfasernetz die Kupfernetze schnell abschalten, während sie in Regionen, in denen sie kein eigenes Netz bereitstellt, das Kupfernetz so lange weiterbetreibt, bis sie eine eigene Glasfaserinfrastruktur ausgebaut hat, um so keine eigenen Kunden zu verlieren. Ein Antrag auf Abschaltung der Kupfernetze\r\nwürde erst erfolgen, wenn ein eigenes Glasfasernetz der Telekom geschaffen wurde. Zudem\r\nkönnte die Telekom Wettbewerber durch zu kurzen Ankündigungsfristen für die Kupferabschaltung oder durch eine Vielzahl paralleler Abschalteanzeigen in einer Vielzahl von Gebieten unter\r\nDruck setzen. Dadurch würde die Telekom in ihren eigenen Glasfaser-Ausbaugebieten ihre\r\nWettbewerbsfähigkeit stärken, indem sie für hohe Auslastung sorgt, während sie anderen Glasfasernetzbetreibern einen entsprechenden Nachfragezuwachs durch Weiterbetrieb ihres Kupfernetzes gezielt vorenthält („Aushungern“ der konkurrierenden Glasfasernetze).\r\nHinzu kommt die Sog- und Bindewirkung der aktuell von der Telekom eingesetzten Vorleistungsverträge. Da die Bundesnetzagentur der Telekom für den Vorleistungszugang zu ihren\r\nGlasfasernetzen keine Entgeltregulierung, sondern bloß eine Nichtdiskriminierungsverpflichtung auferlegt hat, konnte die Telekom gegenüber großen Nachfragern Verträge durchsetzen,\r\ndie deren Nachfrage weitgehend binden, indem sie Rabatte an die Abnahme großer Stückzahlen\r\nknüpft. Deshalb können Vorleistungsnachfrager der Telekom nicht ohne weiteres zusätzliches\r\nVolumen bei konkurrierenden Glasfasernetzen einkaufen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 24\r\nDie strategische Ausnutzung der Kupfer-Glas-Migration gefährdet die Erreichung der Regulierungsziele nach § 2 Abs. 2 TKG, an denen sich die BNetzA zu orientieren hat. Danach hat die\r\nsektorspezifische Regulierung Chancengleichheit im TK-Wettbewerb und die Förderung nachhaltiger wettbewerbsorientierter Märkte sicherzustellen. Bei einem Hinauszögern der Kupferabschaltung durch die Telekom werden darüber hinaus die bestehenden Glasfasernetze nicht\r\nausgelastet.\r\nImpulspapier wird politischen Vorgaben der EU und der Bundesregierung nicht gerecht\r\nDie EU-Kommission hat in ihrem Weißbuch „Wie kann der Bedarf an digitaler Infrastruktur in\r\nEuropa gedeckt werden?“ klare Vorstellungen zur Ausgestaltung der Kupfer-Glas-Migration formuliert: „Die [nationalen Regulierungsbehörden] sollten sicherstellen, dass die Gestaltung der\r\nAbschaltung durch die Betreiber mit beträchtlicher Marktmacht, insbesondere hinsichtlich ihres\r\nZeitplans und ihres Ablaufs, kein strategisches Vorgehen zulässt […]“. Die Kommission unterstreicht die Vorgaben in der Gigabit-Empfehlung vom 06. Februar 2024, in der nationale Regulierungsbehörden darauf hingewiesen werden, dass der Prozess der Außerbetriebnahme von\r\nKupfernetzen nicht zu diskriminierendem Verhalten marktbeherrschender Unternehmen führen darf.\r\nDie neue Bundesregierung hat in ihrem Koalitionsvertrag „Verantwortung für Deutschland“\r\neine „markt- und verbraucherfreundliche Migration von Kupfer- auf Glasfasernetze“ als politisches Ziel vorgegeben. Im Impulspapier formuliert die Bundesnetzagentur die gleichen Ziele,\r\nindem Wettbewerbsaspekte und Verbraucherschutz die Grundlage für der Migrationsbedingungen darstellen sollen.\r\nUm Digitalisierung und Nachhaltigkeit in Deutschland zu fördern, ist eine geordnete und faire\r\nKupfer-Glas-Migration unabdingbar. Die Ziele der europäischen digitalen Dekade 2030 – alle\r\nHaushalte mit gigabitfähigem Internet zu versorgen – sind ebenfalls ohne eine fair ausgestaltete\r\nKupfer-Glas-Migration nicht zu erreichen. Leider sehen wir die Vorschläge des Impulspapiers als\r\nunzureichend an, um diese politischen Ziele wesentlich zu fördern.\r\nDer BDEW fordert daher von der Bundesregierung und der Bundesnetzagentur ein klares Bekenntnis zu Regelungen, die die Entscheidung zur Kupferabschaltung in Gebieten mit ausgebauter Glasfaserinfrastruktur nicht ausschließlich der Telekom zu überlassen. Der Schutz des chancengleichen Wettbewerbs im Telekommunikationssektor sollte höchste Priorität haben. Kann\r\ndie Internetversorgung in einem Gebiet durch Glasfasernetze sichergestellt, werden vom jeweiligen Netzbetreiber angemessene Vorleistungsprodukte verpflichtend dauerhaft angeboten\r\nund sind Nachteile für Zugangsnachfrager ausgeschlossen, sollte eine Abschaltung der\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 24\r\nKupfernetze initiiert werden können – unabhängig davon, welches Unternehmen das Netz errichtet hat.\r\nDas Bundesministerium für Digitales und Staatsmodernisierung sollte nun zeitnah im Rahmen\r\ndes „übergeordneten Gesamtkonzeptes“ (gemäß dem im Gigabitforum vorgestellten Drei-Säulen-Modell) einen Vorschlag machen, wie eine diskriminierungsfreie Kupfer-Glas-Migration abgesichert werden könnte. Auch die Europäische Union ist im Rahmen der Vorarbeiten für einen\r\nDigital Networks Act dazu angehalten, Wettbewerbsverzerrungen im Zusammenhang mit der\r\nKupfer-Glas-Migration auszuschließen. Der BDEW behält sich vor hierzu eine weitere Stellungnahme zu künftigen Rechtsänderungen einzureichen.\r\nAuslegung des geltenden Rechts\r\nNach Ansicht des BDEW bestehen bereits mit dem heutigen Rechtsrahmen Möglichkeiten, die\r\nKupfer-Glas-Migration diskriminierungsfrei auszugestalten. Insoweit interpretieren wir § 34\r\nTKG anders als die Bundesnetzagentur in ihrem Impulspapier.\r\nIm Rahmen der Abschaltung der Kupfernetze sind Standardangebote, Regulierungsverfügungen\r\nin Bezug auf wegfallende Zugangsprodukte aufzuheben und regulierte Zugangsansprüche in Bezug auf Alternativprodukte zu verfügen. Hierfür könnte die BNetzA ein Regulierungskonzept\r\nnach § 17 TKG beschließen, um ihre Entscheidungen zur Migration vorhersehbar zu machen und\r\nRechtssicherheit für Wettbewerber zu schaffen. Darin sollten Kriterien für die Ermessensentscheidung nach § 34 TKG festgelegt werden, welche eine Entscheidung der BNetzA zur Abschaltung von Kupfernetzen vorhersehbar machen.\r\n§ 34 Abs. 4 TKG sieht vor, dass bestehende Regulierungsverfügungen durch die BNetzA widerrufen werden können, wenn die Voraussetzungen nach § 34 Abs. 1 – 4 TKG erfüllt sind. Der\r\nWiderruf ist also in das pflichtgemäße Ermessen der Behörde gestellt. Die Aufhebung der Verpflichtung setzt deshalb die Abwägung aller vom § 34 TKG geschützten Interessen voraus. Dazu\r\ngehören Interessen der Telekom, der Wettbewerber sowie der Endkundinnen und Endkunden.\r\nGrundlage der Abwägung sind aber die in § 2 Abs 2 TKG festgelegten Regulierungsziele, wonach\r\nein chancengleicher Wettbewerb im TK-Markt sichergestellt und gefördert werden soll. Dies\r\nschließt einen infrastrukturbasierten Wettbewerb ein.\r\nDiese Grundentscheidung für einen infrastrukturbasierten Wettbewerb war die Basis dafür,\r\ndass in Deutschland – im Unterschied zu vielen anderen Ländern Europas – viele kleinere Netzbetreiber begannen, in den Ausbau von Glasfasernetzen zu investieren. Milliardenschwere Förderprogramme für den Glasfaserausbau trugen zu der Erwartung bei, dass die Bundesregierung\r\ndas Ziel einer zügigen Kupfer-Glas-Migration mit allen ihr zur Verfügung stehenden Mitteln befördern würde. Zu dieser Erwartung trug auch die Tatsache bei, dass der Umstieg auf\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 24\r\nGlasfasernetze einen erheblichen Beitrag zum Klimaschutz leistet, weil er die Gesamtemissionen des TK-Sektors verringert – dies allerdings erst dann, wenn der Parallelbetrieb von Kupferund Glasfasernetzen eingestellt wird.\r\nAus diesen Gründen ist der Staat gehalten, eine möglichst zügige Kupfer-Glas-Migration voranzutreiben und für eine diskriminierungsfreie Ausgestaltung der Migration zu sorgen. Die Bundesnetzagentur sollte daher vor den ersten Abschalteanzeigen durch die Telekom erklären, dass\r\nund mit welchen Mitteln sie eine diskriminierungsfreie Abschaltung – auch in den Glasfaserausbaugebieten der Wettbewerber – sicherstellen wird. Aus unserer Sicht braucht es objektive Kriterien, die als Auslöser für den Beginn der Kupferabschaltung dienen können. Diese sollten mindestens den Nachweis eines hohen Versorgungsgrads in einem bestimmten KabelverzweigerEinzugsgebiet sowie die Sicherstellung dauerhafter Angebote von Vorleistungen zu fairen, angemessenen und nicht-diskriminierenden Bedingungen beinhalten. Nur so können Schlechterstellungen der Wettbewerber ausgeschlossen werden.\r\nDie Telekom sollte sich öffentlich-rechtlich dazu verpflichten, für alle Ausbaugebiete, in denen\r\nein hoher Anteil der Adressen in einem KVz-Einzugsgebiet durch ein Glasfasernetz erschlossen\r\nist – unverzüglich eine Abschalteanzeige bei der Bundesnetzagentur zu stellen.\r\nMitteilungen durch einen Netzbetreiber, dass in einem bestimmten Ausbaugebiet der zuvor definierte Ausbaugrad erreicht ist und eine Abschaltung des Kupfernetzes in diesem Gebiet begehrt wird, hätte die Bundesnetzagentur anschließend zu prüfen und müsste bei positivem Ergebnis die Telekom dazu auffordern, eine Abschalteanzeige für das betreffende Gebiet zu stellen.\r\nWürden Abschalteanzeigen der Telekom ausbleiben, obwohl in dem jeweiligen Gebiet der nötige Ausbaugrad erreicht ist, sollte die Bundesnetzagentur im Gegenzug die Prüfung von Abschalteanzeigen der Telekom in anderen Gebieten verweigern können, wo die Telekom die Abschaltung begehrt, da die Abschaltung erkennbar nicht diskriminierungsfrei erfolgt.\r\nMigrationsmodell für die diskriminierungsfreie Abschaltung\r\nStatt es der eventuellen Willkür der Telekom zu überlassen, Bedingungen und den Ablauf der\r\nMigration festzulegen, sollte die Bundesnetzagentur anhand eines Regulierungskonzepts nach\r\n§ 17 TKG klare objektive Kriterien zur Abschaltung von Kupfernetzen vorgeben. In dem Erarbeitungsprozess benötigt es die Einbindung aller Marktteilnehmer und Interessensgruppen.\r\nDie angesprochene öffentlich-rechtliche Selbstverpflichtung der Telekom sollte im Rahmen dieser vorbereitenden Phase erfolgen. Ebenso sollten sich die alternativen Netzbetreiber verpflichten, in Gebieten, die durch diese erschlossen wurden, sämtliche zur Versorgung von Endkunden\r\ndurch Wettbewerber benötigten Vorleistungen langfristig und zu fairen, angemessenen und\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 24\r\nnicht-diskriminierenden Bedingungen anzubieten. Dieses Vorgehen würde eine wettbewerbsund verbraucherfreundliche Migration sicherstellen.\r\nPhase 1: Antragstellung zur Abschaltung des Kupfernetzes\r\nSind in einem konkreten Gebiet (z.B. das Einzugsgebiet eines Kabelverzweigers) die objektiven\r\nVorgaben für die Migration erfüllt, stellt das ausbauende Unternehmen einen Antrag zur Abschaltung der Kupfernetze bei der Bundesnetzagentur. Letztere prüft, ob ein hinreichender Versorgungsgrad mit Glasfaseranschlüssen erreicht ist. Sind die notwendigen Kriterien erfüllt, wird\r\ndie Telekom auf Basis der zuvor eingegangenen Selbstverpflichtung aufgefordert, den Migrationsprozess einzuleiten und keine Vermarktung der Kupfernetze mehr durchzuführen.\r\nPhase 2: Umsetzung der Abschaltung\r\nDie Migration der Kupfer- auf Glasfasernetze wird mit ausreichender Vorlaufzeit durch die Telekom oder den Vorleistungsnachfrager bei den Endkundinnen und Endkunden angekündigt. Im\r\nPrivatkundensegment haben Endkunden und Endkundinnen folglich Zeit, sich für einen zukünftigen Festnetzanbieter zu entscheiden. In jedem Fall brauchen die jeweiligen Zielnetzbetreiber\r\nhinreichende Vorlaufzeit, um das Gebiet nachzuverdichten, indem sie Homes Passed in Homes\r\nConnected umwandeln und Glasfaseranschlüsse aktivieren.\r\nGeschäftskunden sind zwar vertraglich oft deutlich länger gebunden als Privatkunden. Sie werden aber schon heute meist über dedizierte Glasfaserleitungen versorgt und sind dann von einer Kupfer-Glas-Migration weniger betroffen. In einer erheblichen Zahl von Fällen können aber\r\ndie Anbieter aufgrund der Kupfer-Glas-Migration gezwungen sein, komplexe kupferbasierte Lösungen weitgehend umzubauen, um ihre Kunden weiterversorgen zu können.\r\nDie Abschaltung findet statt, sobald - von besonderen Konstellationen abgesehen – für alle bisher über das Kupfernetz angebundenen Endkunden Netzanschlüsse von mindestens gleich hoher Qualität bereitstehen.\r\nAntworten und Hinweise zu den BNetzA-Fragen\r\nIm folgenden Abschnitt sind die Antworten auf die Fragen zu finden, die durch die Bundesnetzagentur im Rahmen des Impulspapiers an die Konsultationsteilnehmenden gestellt wurden.\r\n1. Wären zusätzlich zu den von der Bundesnetzagentur identifizierten Prozessschritten\r\nweitere Schritte zu berücksichtigen? Können Schritte entfallen und, wenn ja, unter\r\nwelchen Umständen?\r\nNach Auffassung des BDEW können einige Schritte, die zunächst in dem Migrationsplan der\r\nBundesnetzagentur angedacht waren, gekürzt oder vorgezogen werden. Wir unterstellen im\r\nFolgenden, dass es gelingt, die TDG auf Basis eines entsprechenden Regulierungskonzepts der\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 24\r\nBNetzA zu einer diskriminierungsfreien Ausgestaltung der Kupfernetzabschaltung zu bewegen.\r\nDann sollten die Prozessschritte wie folgt aussehen:\r\nAkteur Adressat Aktion\r\na neu) BNetzA Telekom/ alternative Netzbetreiber\r\nFestlegung objektiver Kriterien, wann\r\nKupfernetze abgeschaltet werden können (u.a. Versorgungsgrads in einem\r\nbestimmten Kabelverzweiger-Einzugsgebiet); inkl. öffentlicher Konsultation\r\nb neu) Telekom Erklärung der Selbstverpflichtung zur\r\nAntragstellung für die Abschaltung der\r\nKupfernetze, wenn objektive Kriterien\r\nerfüllt sind (unabhängig von ausbauenden Unternehmen)\r\nac) Telekom /\r\nZugangsnachfrager\r\nÄnderung der Kupferzugangsverträge\r\n(Bereits vor dem Verfahren nach § 34\r\nTKG möglich, soweit Standardangebote\r\nund Regulierungsverfügungen angepasst wurden.)\r\nd neu) Netzbetreiber BNetzA Meldung der erfüllten Kriterien in Ausbaugebiet\r\ne neu) BNetzA Netzbetreiber Prüfung des Migrationsbegehrens anhand objektiver Kriterien\r\nf neu) BNetzA Telekom Aufforderung Telekom zur Abschaltung\r\nKupfernetze\r\ng neu) Telekom BNetzA Einreichen des Antrags auf Abschaltung; Vorgegeben nach selbstverpflichtender Erklärung\r\nbh) Telekom Zugangsnachfrager Vorankündigung der Migration entsprechend dem festgelegten Migrationsplan\r\noi) Telekom / Zugangsnachfrager\r\nEndkundinnen und\r\nEndkunden\r\nVermarktungsstopp Kupferanschlüsse\r\nin Abschaltgebieten\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 24\r\npj) Telekom Zugangsnachfrager Vermarktungsstopp Kupferanschlüsse\r\nin Abschaltgebieten\r\nci) Telekom /\r\nZugangsnachfrager\r\nEndkundinnen und\r\nEndkunden\r\nTelekom / Zugangsnachfrager nehmen\r\nKontakt mit ihren jeweils verbliebenen\r\nKupfer-Endkundinnen und -Endkunden\r\nim Abschaltegebiet auf und informieren\r\nsie über die bevorstehende Einstellung\r\ndes Kupferproduktes und über die Möglichkeit der Migration auf das Zielprodukt, bspw. Angebot und Vereinbarung\r\neines höherwertigen Glasfaseranschlusses oder Kündigung des Endkundenanschlusses spätestens zum Abschaltezeitpunkt\r\ndj) Telekom Zugangsnachfrager Information über die für jeden Zugangsrahmenvertrag geschalteten Kupferanschlüsse (Teilleistung)\r\nek) Zugangsnachfrager Telekom Prüfen und ggfs. Berichtigung der Angaben zu den Teilleistungen\r\nfl) Telekom / Zugangsnachfrager\r\nAbgleich und ggfs. Klärung der nicht\r\nübereinstimmenden Teilleistungen\r\ngm) Zugangsnachfrager Entwicklung ihres jeweiligen Migrationskonzepts inkl. der Frage, ob die jeweiligen Endkunden- oder Vorleistungsanschlüsse auf, die im festgelegten Migrationsplan bestimmten alternativen\r\nZugangsprodukte der Telekom oder eines alternativen Zielnetzbetreibers migriert werden oder ob den Endkundinnen und Endkunden gekündigt werden\r\nsoll\r\nhn) Zugangsnachfrager\r\n/ Zielnetzbetreiber\r\nVereinbarung des/der alternativen Zugangsprodukt(e) für den Zugangsnachfrager\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 24\r\nio) Zugangsnachfrager Zielnetzbetreiber Bestellung des/der konkreten Zugangsinfrastruktur (z. B. Kollokation und Übergabeverteiler oder Übergabeanschluss)\r\njp) Zielnetzbetreiber Zugangsnachfrager Bereitstellung der zuvor bestellten Zugangsinfrastruktur (z. B. Kollokation und\r\nÜbergabeverteiler oder Übergabeanschluss)\r\nkq) Zugangsnachfrager Anschluss an die Zugangsinfrastruktur\r\nlr) Zugangsnachfrager Telekom Zugangsnachfrager kündigt die Teilleistung spätestens zum Abschaltezeitpunkt, soweit sie den Endkundinnen\r\nund Endkunden gekündigt wird. Anderenfalls Beauftragung eines Migrationsprozesses, der sicherstellt, dass keine\r\nAbschaltung erfolgt, bevor nicht die Anschaltung des alternativen Zugangsprodukts erfolgt ist. Ggfs. Kündigung der\r\nKupfer-Zugangsinfrastruktur (Kollokation, Übergabeanschluss)\r\nms) Telekom Zugangsnachfrager Soweit Zugangsnachfrager nicht für alle\r\nTeilleistungen eine Migrationsankündigung oder Kündigung erklärt haben,\r\nKündigung der verbliebenen Teilleistungen zum Zeitpunkt der Abschaltung\r\nnt) Zugangsnachfrager Zielnetzbetreiber Bestellung der Anschlüsse auf dem Zielnetz oder den Zielnetzen für die Endkundinnen und Endkunden\r\no) Telekom / Zugangsnachfrager\r\nEndkundinnen und\r\nEndkunden\r\nVermarktungsstopp Kupferanschlüsse\r\np) Telekom Zugangsnachfrager Vermarktungsstopp Kupferanschlüsse\r\nqu) Zielnetzbetreiber Zugangsnachfrager Bereitstellung der jeweiligen alternativen Zugangsprodukte (ggfs. Nachverdichtung, Freischaltung)\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 24\r\nrv) Zugangsnachfrager Endkundinnen und\r\nEndkunden\r\nFreischaltung des Zielprodukts und dann\r\nAbschaltung des Kupferanschlusses\r\nsw) Telekom Abschaltung und ggf. Rückbau des Kupfernetzes (Abgesehen der Verkehrssicherung ist eine Rückbauverpflichtung\r\nnach unserer Auffassung nicht notwendig)\r\nHinweise: Unter Zielnetzbetreiber ist nicht mehr allein die Telekom gemeint, sondern vielmehr\r\nalle Glasfasernetzbetreiber, die dauerhafte Angebot von sämtlichen benötigten Vorleistungen\r\nzu fairen, angemessenen und nicht-diskriminierenden Bedingungen zur Verfügung stellen.\r\n2. Wieviel Zeit ist aus Ihrer Sicht für die Abwicklung der bestehenden Zugangs-(einzel-\r\n)verträge bzgl. der Kupferinfrastruktur und der korrespondierenden Endkunden-Anschlussverträge erforderlich?\r\nDerzeit lassen sich die Fragen zur zeitlichen Ausgestaltung einzelner Prozessschritte der KupferGlas-Migration nicht im Detail und abschließend beantworten. Technische, prozedurale und\r\nvertragliche Hindernisse – die z.B. im Rahmen von zukünftigen Pilotprojekten entstehen, können jederzeit zu einer Verzögerung der angegebenen Zeiträume führen. Wir behalten uns vor,\r\nErgänzungen zu einem späteren Zeitpunkt vorzunehmen.\r\nNach den derzeitigen Erwartungen sind für die vollständige Abwicklung der bestehenden Zugangsverträge zur Kupferinfrastruktur sowie der damit verbundenen Endkundenanschlüsse\r\nmindestens 24 Monate anzusetzen. Dieser Zeitraum ist erforderlich, um eine technisch, vertraglich und kommerziell geordnete Migration auf neue, auf Glasfaser basierende Vorleistungsprodukte zu ermöglichen. Dabei sind unter anderem folgende Aspekte zu berücksichtigen:\r\n1. Vertragslaufzeit und Kündigungsfristen\r\nViele bestehende Zugangs- und Endkundenverträge – insbesondere im Geschäftskundensegment – weisen lange Mindestvertragslaufzeiten auf. Kündigungen im Zuge der Migration sind\r\nfür Vorleistungsnachfrager erst dann realisierbar, wenn zuvor entsprechende Änderungen der\r\nStandardangebote erfolgt sind. Erst auf dieser Basis lassen sich Kündigungsrechte für betroffene\r\nKupferprodukte (z. B. Teilnehmeranschlussleitungen, Mietleitungen) rechtssicher und diskriminierungsfrei in die Rahmenverträge integrieren.\r\n2. Technische Umstellung und Migrationskoordinierung\r\nDie Migration erfordert die Koordination von Terminen mit Endkunden sowie in vielen Fällen\r\neine neue Inhausverkabelung. Die Pilotprojekte im Rahmen des Gigabitforums haben gezeigt,\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 24\r\ndass schon im Privatkundensegment – ohne die Berücksichtigung komplexer Geschäftskundenanschlüsse – erhebliche zeitliche Aufwände erforderlich sind.\r\n3. Nachverdichtung\r\nEine Migration vom Kupfernetz auf Glasfasernetze setzt in den jeweiligen Abschaltgebieten einen hohen Versorgungsgrad der Haushalte und Unternehmensstandorte mit Glasfaseranschlüssen voraus. Der sog. „Hausstich“, d.h. die Anbindung der Gebäude von der nächstliegenden\r\nHochgeschwindigkeitstrasse oder von der Grundstücksgrenze aus, ist personal- und kapazitätsintensiv und muss daher frühzeitig geplant werden.\r\n4. Kundenkommunikation\r\nDie Endkunden müssen frühzeitig über die bevorstehende Umstellung informiert, beraten und\r\nmit neuen Vertragsangeboten versorgt werden. Hierfür sind ausreichende Kommunikationsund Reaktionsfristen erforderlich, insbesondere im Hinblick auf private und kleinere gewerbliche Kunden mit begrenzter technischer Expertise.\r\n3. Welche Zeit brauchen Vorleistungsnachfrager mindestens zur Umstellung ihrer Endkundenanschlüsse (technisch, prozedural und vertraglich)?\r\nFür eine vollständige Umstellung der Endkundenanschlüsse auf glasfaserbasierte Vorleistungsprodukte ist im Regelfall ein Zeitraum von mindestens 24 Monaten zu veranschlagen. Allerdings\r\nkönnen im Einzelfall deutlich längere Zeiträume für einzelne Prozessschritte entstehen. Die\r\nDauer hängt stark von der Ausgestaltung des Netzzugangs, der eingesetzten Technik sowie von\r\nden betroffenen Kundengruppen (Privat- vs. Geschäftskunden) ab. Dadurch, dass es ggf. in einer\r\nVielzahl von Gebieten gleichzeitig zu einer Kupferabschaltung kommt, kann es zu weiteren Verzögerungen kommen.\r\nTechnisch ist zunächst die Integration der neuen Vorleistungsprodukte in die bestehenden Systeme erforderlich. Dies betrifft insbesondere die Anpassung der Backend-Strukturen, wie etwa\r\nCRM-, Billing- und Provisionierungssysteme, sowie die Implementierung neuer Schnittstellen\r\n(z. B. für Layer-2-Bitstrom oder VLAN-Handling). Zudem müssen die eingesetzten Endgeräte auf\r\nKompatibilität geprüft und bei Bedarf durch neue Hardware (z. B. Glasfaserrouter oder ONT)\r\nersetzt werden. Vor einer großflächigen Migration sind zudem technische Testphasen und Pilotierungen notwendig, um die Qualität der Anbindung sicherzustellen.\r\nAus Prozesssicht ist die Migration mit erheblichen Anforderungen verbunden. Die Mitarbeitenden in Support, Technik und Vertrieb müssen geschult, interne Prozesse umgestellt und neue\r\nEskalationsroutinen etabliert werden. Zusätzlich ist ein abgestimmter Rolloutplan mit den jeweiligen Netzbetreibern erforderlich, insbesondere bei Open-Access-Konstellationen mit\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 24\r\nverschiedenen Plattformanbietern. Die Migration erfolgt dabei in mehreren Wellen, segmentiert nach Verfügbarkeit, Produkt und Kundengruppe. Für Geschäftskunden, Behörden oder\r\nSpezialanwendungen bedarf es darüber hinaus individueller Migrationspfade.\r\nVertraglich ist zu berücksichtigen, dass in neu abgeschlossenen Verträgen mit Verbrauchern in\r\nder Regel Mindestlaufzeiten von 24 Monaten vereinbart werden. Bei Geschäftskunden können\r\ndie Vertragslaufzeiten auch deutlich länger sein. Will der Endkunde im Verlauf der Kupfer-GlasMigration nicht zu einem neuen Netzbetreiber wechseln, ist ein Verkürzung vereinbarter Mindestlaufzeiten relativ unproblematisch. Anders sieht es aus, wenn der Endkunde den Anbieter\r\nwechseln will oder muss oder wenn der Netzbetreiber zur fortgesetzten Versorgung seines Kunden Vorleistungsprodukte bei einem Dritten einkaufen muss. Außerdem entsteht bei den Endkunden, selbst wenn kein Anbieterwechsel ansteht, in der Regel technischer Anpassungsbedarf,\r\nz.B. durch Erwerb eines neuen Modems oder Änderungen an der Inhausverkabelung).\r\na. In welchem Maß ist der benötigte Zeitraum von der Größe und dem Beschaltungsgrad\r\ndes Abschaltegebiets abhängig? Gibt es neben der Größe noch weitere Faktoren, wie\r\nbspw. eine Orientierung entlang von Gebietskörperschaften, die den Zeitbedarf beeinflussen?\r\nDie Bundesnetzagentur hat in dem Impulspapier die Orientierung an kommunalen Grenzen vorgeschlagen, da dies die Kommunikation mit Endkundinnen und Endkunden erleichtere, Verwaltungsvorgänge auf kommunaler Ebene vereinfache und die politische Akzeptanz der Umstellung auf Glasfaser erhöhe. In der Praxis zeigt sich jedoch, dass kommunale Grenzen oft nicht\r\ndeckungsgleich mit der tatsächlichen Netzstruktur (z. B. KVz-, MSAN-, oder PoP-Ebenen) verlaufen.\r\nAus Sicht des BDEW ist die stärkere Ausrichtung an netztechnischen Gegebenheiten erforderlich, da dies eine technisch sinnvolle und realisierbare sowie wirtschaftlich effiziente Migration\r\nbefördert. In den bisherigen Pilotprojekten im Rahmen des Gigabitforums hat sich die KVz- bzw.\r\nMSAN-Ebene als geeigneter Migrationsrahmen im Privatkundensegment herausgestellt. Hier\r\nbestehen homogene technische Voraussetzungen, die eine Bündelung von Kundenmigrationen\r\nermöglichen und operative Abläufe erleichtern.\r\nIm Geschäftskundenbereich gestaltet sich die Migration deutlich komplexer, da hier häufig\r\nstandortübergreifende Leistungen erbracht werden (z. B. VPNs, Standortvernetzungen). Die\r\nWahl des Abschaltgebiets muss daher auch der tatsächlichen Dienstleistungskette Rechnung\r\ntragen, um Doppelstrukturen, Fehlplanungen oder Qualitätseinbußen zu vermeiden.\r\nDer BDEW plädiert daher für eine flexible, netzstrukturbezogene Festlegung von Abschaltgebieten, kombiniert mit einer transparenten Information über Gemeindezugehörigkeiten.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 24\r\nb. In welchem Umfang müssen Vertragsrestlaufzeiten bei der Kündigungsfrist berücksichtigt werden?\r\nFür neu abgeschlossene Verbraucherverträge auf Basis des Kupfernetzes der Telekom sind in\r\nder Regel Mindestlaufzeiten von 24 Monaten vereinbart. Tatsächlich wird ein Großteil der Kundenverträge in einem Abschaltegebiet aber auf Bestandskunden entfallen, denen gegenüber\r\neine kürzere Kündigungsfrist gilt. Bei Geschäftskunden hingegen kann die Vertragslaufzeit deutlich über 24 Monate hinausgehen.\r\nc. Von welchem Zeitbedarf ist auszugehen, falls neben der Bereitstellung von konkreten\r\nalternativen Zugangsprodukten für die einzelnen Anschlüsse zunächst noch der Abschluss von Zugangsverträgen und eine Bereitstellung von Zugangsschnittstellen notwendig sind?\r\nFalls zusätzlich ein Abschluss von Zugangsverträgen sowie die Bereitstellung und Integration\r\ngeeigneter Zugangsschnittstellen notwendig sind, muss mit einem höheren Zeitaufwand von 36\r\nbis 54 Monaten gerechnet werden. Dies ist insbesondere der Fall, wenn Vorleistungsnachfrager\r\nnicht am Netz des jeweiligen Glasfaseranbieters angeschlossen sind.\r\nDer Abschluss neuer Zugangsverträge erfordert umfassende rechtliche und technische Klärungen – insbesondere zu Leistungsmerkmalen, Schnittstellenstandards, SLAs, Entstörprozessen\r\nund Preisen. Besonders wenn der Glasfaseranbieter bisher keine standardisierten Open-AccessProdukte anbietet, können die Verhandlungen einige Zeit in Anspruch nehmen.\r\nNach Vertragsabschluss müssen die physischen Übergabepunkte (z. B. Ethernet NNIs oder regionale Übergabepunkte) hergestellt, testweise aktiviert und technisch integriert werden. Dies\r\numfasst sowohl die Netztechnik auf Seiten des Glasfaseranbieters als auch die Anpassung der\r\nSysteme und Prozesse beim Diensteanbieter (z. B. BGP-Peerings, VLAN-Handling, Monitoring).\r\nDer Aufwand ist deutlich höher, wenn es keine standardisierten Referenzimplementierungen\r\noder bestehende Integrationen gibt.\r\nDie IT-Systeme des Vorleistungsnachfragers müssen mit den Schnittstellen des neuen Netzpartners kompatibel gemacht werden. Dies betrifft z. B. Produkt- und Tariflogik, ProvisionierungsAPIs, Entstörschnittstellen, Portierungsmechanismen und Abrechnungsverfahren. Diese Integration kann zeitintensiv sein, insbesondere bei individuell entwickelten Plattformen oder\r\nfehlenden Vorab-Standards.\r\n4. Gibt es Erkenntnisse oder Vorstellungen dazu, wie viel Zeit typischerweise für die\r\nNachverdichtung eines Gebietes oder einzelner Anschlüsse (bitte spezifizieren) von\r\nHomes passed zu Homes connected benötigt wird? (Falls möglich, bitte genauer ausführen: Tiefbau differenziert nach Verlegung der Linie und Hausstich; gebäudeseitig\r\ndifferenziert nach Herstellung APL und Inhouse-Verkabelung.)\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 24\r\nDer Zeitraum in dem eine Nachverdichtung durchgeführt wird, kann stark variieren. Wird davon\r\nausgegangen, dass eine für die Kupfernetzabschaltung ausreichende Nachverdichtung erst erfolgt ist, wenn jede Wohnung mit FTTH versorgt ist, verlängert sich der für die Nachverdichtung\r\nerforderliche Zeitraum deutlich, weil dann zusätzlich zum Hausstich auch die Inhausverkabelung\r\nhergestellt werden muss. Über die Rahmenbedingungen dafür ist aber insbesondere zwischen\r\nden TK-Netzbetreibern und der Wohnungswirtschaft noch kein Einvernehmen hergestellt. Auch\r\nwenn es in einer Vielzahl von Abschaltegebieten gleichzeitig zu einer Umstellung von Kupfer auf\r\nGlasfaserinfrastruktur kommen sollte, drohen deutliche Verzögerungen. Verzögerungen können sich zum einen auf Seiten der ausbauenden Unternehmen ergeben, weil Tiefbaukapazitäten knapp sind. Auf der anderen Seite könnte sich die Telekom auf Kapazitätsengpässe berufen,\r\num von Wettbewerbern begehrte Abschaltungen zu verzögern.\r\na. Wie viel Zeit ist für die Genehmigungsprozesse (z. B. für die straßenrechtliche Genehmigung) einzuplanen?\r\nIm günstigsten Fall können die für Nachverdichtungsvorhaben erforderlichen Genehmigungen\r\ninnerhalb von 2-3 Monaten erteilt sein. Je nach den örtlichen Gegebenheiten kann es aber zu\r\ndeutlichen Verzögerungen kommen. Sie können sich z.B. daraus ergeben, dass neben der Zustimmung des Trägers der Wegebaulast auch besondere straßenrechtliche oder denkmalschutzrechtliche Genehmigungen eingeholt werden müssen oder Schienenwege und Gewässer\r\ngequert werden müssen. Generalisierende Aussagen zu solchen Fällen sind uns nicht möglich.\r\nAllerdings werden den Zielnetzbetreibern, die in einem bestimmten Ausbaugebiet die Abschaltung des Kupfernetzes begehren, besonders zeitaufwändige Hindernisse für den Netzausbau\r\ngut bekannt sein, so dass sie in der Regel ein Begehren auf Kupfernetzabschaltung erst dann bei\r\nder BNetzA platzieren werden, wenn sie bei der Überwindung dieser Hindernisse bereits Fortschritte erzielt haben.\r\nb. Wie viel Zeit ist für die vorgenannten Schritte einzuplanen, wenn noch kein Ausbau stattgefunden hat und damit der Ausbaustatus Homes passed noch nicht erreicht ist?\r\nIn diesem Fall handelt es sich nicht um eine Nachverdichtungsmaßnahme, sondern um eine\r\nvollständige Errichtung der passiven Netzinfrastruktur bis zum Point of Presence und den Gebäuden – inklusive Tiefbau, Trassenführung, Genehmigungen und ggf. Mitverlegung oder Ermöglichung einer Mitnutzung. Zusätzlich zu den oben unter Buchstabe a) genannten Genehmigungen können beim Erstausbau bis zum Status Homes Passed auch Hochbaugenehmigungen\r\nzur Aufstellung von Containern erforderlich werden. Generalisierende Aussagen über den Zeitraum, den der Ausbau eines Gebiets bis zum Status Homes Passed erfordert, sind deshalb\r\nschwierig. Im Idealfall kann der Ausbau eines Gebiets, in dem der Ausbaustatus Homes Passed\r\nnoch nicht erreicht ist, in 30 bis 48 Monaten gelingen.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 24\r\nc. Wie viel Zeit ist für die Abstimmung mit Haus- bzw. Wohnungseigentümern und Endkundinnen und Endkunden einzuplanen?\r\nSind die Haus- oder Wohnungseigentümer proaktiv und an einem raschen Glasfaserausbau interessiert, liegt die Zustimmung meist zügig vor und können Termine in wenigen Wochen vereinbart und durchgeführt werden. Das ist regelmäßig der Fall. Durch Schwierigkeiten bei der\r\nKoordination von Terminen oder Einwände der Hauseigentümer kann der Abstimmungszeitraum sich jedoch auch auf über sechs Monate erstrecken.\r\nd. Inwiefern könnten sich insb. Konstellationen, in denen der Anspruch der glasfaserausbauenden Unternehmen bzgl. des Anschlusses von Gebäuden und des Ausbaus von gebäudeinternen Netzen vor Zivilgerichten durchgesetzt werden muss, auf den für die\r\nNachverdichtung als angemessen anzusehenden Zeitraum auswirken?\r\nZivilrechtliche Auseinandersetzung können die Nachverdichtung eines Ausbaugebiets erheblich\r\nverzögern. Generalisierende Aussagen sind dazu aber nicht möglich.\r\n5. Können sich die Marktteilnehmer im Vorfeld eines Verfahrens nach § 34 TKG freiwillige Vereinbarungen zu Vermarktungsstopps vorstellen?\r\nDie Antwort auf die Frage hängt davon ab, was von einem Vermarktungsstopp umfasst ist.\r\nNach Auffassung des BDEW sollte ein Vermarktungsstopp den Abschluss von Neuverträgen verhindern, die eine Mindestlaufzeit von 24 Monaten in Gang setzen. Aus unserer Sicht sollte ein\r\nVermarktungsstopp in einem frühen Stadium des jeweiligen Anzeigeverfahrens von der Bundesnetzagentur verfügt werden. Ein Vermarktungsstopp sollte aber keine Vertragsänderungen\r\nverhindern, die nicht mit einer neuen Mindestlaufzeit verbunden sind (z.B. GeschwindigkeitsUpgrades, die kurzfristig kündbar sind).\r\nEin freiwilliger Vermarkungsstopp wäre aus unserer Sicht nur zielführend, wenn sich sowohl die\r\nTelekom als auch alle Kupfer-Nachfrager einer entsprechenden Vereinbarung anschließen würden. Sonst bliebe es immer möglich, dass einzelne Diensteanbieter durch spät abgeschlossene\r\nNeuverträge mit einer Mindestlaufzeit von 24 Monaten eine geplante Migration hinauszögern.\r\n6. Wie viel Zeit sollte zwischen einem Vermarktungsstopp und einer tatsächlichen Abschaltung liegen?\r\nWie dargestellt plädiert der BDEW für einen früheren Vermarktungsstopp, direkt nach der Anzeige der Kupferabschaltung in einem bestimmten Gebiet. Wir schlagen vor, das Initiativrecht\r\nzur Einleitung der Kupferabschaltung an einen hohen Versorgungsgrad in Homes Passed zu koppeln. Ein hoher Versorgungsgrad in Homes Passed kann mit einer hohen Zahl von Haushalten\r\nkorrelieren, die bereits über aktive Glasfaseranschlüsse verfügt, muss es aber nicht. Die jeweiligen Zielnetzbetreiber müssen unter Umständen noch erheblichen Aufwand in die\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 24\r\nNachverdichtung investieren und für die Aktivierung von Homes Connected sorgen. Soweit Kunden in einem Abschaltegebiet von einem Netzbetreiber nur auf Basis von Vorleistungsprodukten eines Dritten beziehen, müssen die entsprechenden Verträge geschlossen worden sein und\r\neine zeitnahe Bereitstellung mit Vorleistungsprodukten ermöglichen. Alles zusammengenommen, sollte der Zeitraum zwischen einem Vermarktungsstopp und der tatsächlichen Abschaltung daher mindestens 24 Monate betragen.\r\n7. Welche alternativen Zugangsprodukte müssen auf dem Zielnetz oder den Zielnetzen\r\nvorhanden sein? Sind Fälle denkbar, in denen einzelne alternative Zugangsprodukte\r\nnicht erforderlich sind?\r\nAn der von der Bundesnetzagentur vorgelegten Substitutionsmatrix ist grundsätzlich wenig auszusetzen. Es sollte jedoch eine möglichst effiziente Struktur für die Abnahme alternativer Vorleistungen geschaffen werden. Vor diesem Hintergrund ist die von der Bundesnetzagentur angedeutete Debatte über physisch entbündelten FTTH-Zugang nicht sinnvoll. Denn ihr steht kein\r\nrealer Bedarf der Zugangsnachfrager gegenüber. Die Abnahme von Verkehr aus physisch entbündelten FTTH-Anschlüssen würde seitens der Nachfrager den Aufbau eigener Kabelverzweiger voraussetzen, weil vorhandene Kabelverzweiger oft nicht genug Platz für die Realisierung\r\nphysischen Netzzugangs bieten. Außerdem wäre die Schaltung entbündelter FTTH-Leitung mit\r\nVor-Ort-Terminen und Technikeraufwand verbunden, was der Tendenz zu einer so weit wie\r\nmöglich softwareseitigen Steuerung von Netzen zuwiderläuft.\r\n8. Wären beim Wechsel auf Glasfasernetze Technologie-/Bandbreitensprünge vorstellbar? Ist ein „Low-Cost- Produkt“ erforderlich, z. B. wenn im Kupfernetz 16 Mbit/s\r\n(ADSL)- oder Voice-Only-Anschlüsse in Anspruch genommen wurden und die Produkte\r\nauf dem Glasfasernetz erst ab einer Bandbreite von 50 Mbit/s (oder noch höher) verfügbar sind?\r\nEin Technologiewechsel von Kupfer zu Glasfaser ist zwingend mit einem qualitativen Sprung\r\nverbunden, denn FTTH-Anschlüsse bieten ein höheres Bandbreitenpotenzial an, als dies bisher\r\nmit Kupfernetzen möglich war. Ein direkter Ersatz eines 16 Mbit/s-Anschlusses ist auf Glasfaser\r\ntechnisch zwar möglich, aber wirtschaftlich nicht sinnvoll, da die Netzinfrastruktur grundsätzlich\r\nauf höhere Bandbreiten ausgelegt ist. Ein Bandbreitensprung ist daher sachlich vertretbar und\r\nmarktüblich.\r\nDer BDEW unterstützt das Ziel einer sozialverträglichen Kupfer-Glas-Migration, die eine digitale\r\nTeilhabe für alle Bürger und Bürgerinnen sicherstellt. Glasfaserprodukte, deren Preise nicht höher liegen als bisher erhältliche Kupferprodukte, können die Take-up-Rate erhöhen und\r\ndadurch die Auslastung verbessern.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 24\r\nNach unserer Einschätzung sind derzeit aber viele Glasfaser-Einsteigerangebote für Endkunden\r\nund Endkundinnen am Markt verfügbar, die diesen Anforderungen entsprechen. Wenn TK-Anbieter derartige Endkundenangebote auf Basis der aktuellen Vorleistungspreise realisieren können, erscheint eine gesetzliche oder regulatorische Verpflichtung zur Bereitstellung glasfaserbasierter „Low Cost“-Vorleistungsprodukte zumindest derzeit nicht erforderlich.\r\n9. Müssen die Preise der alternativen Zugangsprodukte identisch zu den Preisen der zu\r\nersetzenden Kupfer-Vorleistungsprodukte sein oder dürfen diese für die mglw. höherwertigen alternativen Zugangsprodukte abweichen? Falls ja, in welchen Konstellationen und in welchem Ausmaß?\r\nEine 1:1-Übertragung der Preise von Kupfer-Vorleistungsprodukten auf alternative GlasfaserZugangsprodukte ist weder sachgerecht noch wirtschaftlich tragfähig. Die alternativen Produkte auf Glasfaserbasis (z. B. VULA, Layer-2-/Layer 3-Bitstrom) sind keine exakten funktionalen\r\nKopien der Kupferprodukte (z. B. TAL), sondern technologisch weiterentwickelte Angebote mit\r\nhöheren Bandbreiten, besserer Stabilität und deutlich geringerer Latenz.\r\nNeben den technologischen Vorteilen und Neurungen ist die Errichtung von Glasfasernetzen\r\nmit erheblichen Investitionen verbunden. Die Refinanzierung des Ausbaus muss auch in der\r\nPreisbildung der alternativen Zugangsprodukte einfließen. Insofern sind moderate Preisabweichungen grundsätzlich sachlich gerechtfertigt. Um mögliche finanzielle Hürden für den Anschluss von Wohnungen an das Glasfasernetz zu senken, sollten aus Sicht des BDEW Konnektivitätsvoucher erwogen werden. Hierdurch könnte auch im Vorfeld des Migrationsprozesses\r\ndie aktiven Anschlüsse in Deutschland gesteigert werden.\r\n10. Welche Prozesse und Schnittstellen stellen den Fortbestand fairer, angemessener und\r\nnichtdiskriminierender Bedingungen bei Alternativprodukten sicher?\r\nFaire, angemessene und nichtdiskriminierende Bedingungen bei alternativen Zugangsprodukten sind essenziell für funktionsäquivalente Nachfolgeprodukte im Sinne des § 34 TKG. Die\r\nAusgestaltung dieser Bedingungen sollten allerdings erst zu einem späteren Zeitpunkt stattfinden und finden wir zum jetzigen Zeitpunkt verfrüht.\r\n11. Können neben Vorleistungsprodukten, die über Glasfaser bereitgestellt werden,\r\nbspw. auch Zugangsprodukte über HFC-Netze (in denen die Glasfaser nicht bis ins Gebäude reicht), FWA-Lösungen, Mobilfunk-Lösungen oder Satellitenfunk eine Alternative zu Kupfer darstellen?\r\nAus Sicht des BDEW können FWA-Lösungen, Mobilfunk-Lösungen oder Satellitenfunk in Ausnahmefällen bei Verbrauchern zum Einsatz kommen. Sie stellen aber keine vollwertige Alternative zum Glasfaseranschluss dar.\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 24\r\nDiese Technologien weisen in Bezug auf Bandbreite, Stabilität, Latenz und Skalierbarkeit teils\r\nerhebliche Einschränkungen auf Zudem würde eine Gleichstellung alternativer Technologien\r\nim Rahmen der Kupfermigration die Investitions- und Planungssicherheit für den eigenwirtschaftlichen Glasfaserausbau untergraben – insbesondere in Gebieten, in denen mit großem\r\nAufwand Glasfasernetze errichtet werden und eine langfristige Infrastrukturtransformation\r\nangestrebt wird.\r\nAuf DOCSIS 3.1 oder höher aufgerüstete Kabelnetze sind zwar technisch unter optimalen Bedingungen ähnlich leistungsfähig wie Glasfasernetze. Die Gigabit-Strategie der Bundesregierung zielt jedoch zu Recht auf eine Kupfer-Glas-Migration unter Ausschluss sonstiger Zielnetze.\r\nDenn Kabelnetze sind, nach einem Gutachten von Prof. Kristof Obermann, unter Energieeffizienzgesichtspunkten keine zukunftsweisende Option, weil sie einen vielfach höheren Stromverbrauch aufweisen als Glasfasernetze.\r\n12. Sind Fallgestaltungen vorstellbar, bei denen örtlich oder regional eine Abschaltung des\r\nKupfernetzes ohne Festnetzalternative erfolgen kann (z. B. Alternativangebot auf Basis eines 5G-Netzes)?\r\nDie Digitalisierung kann nur über leistungsfähige Festnetzverbindungen realisiert werden. Mobilfunknetze können insofern nur eine Ergänzung darstellen. Die nötige Übertragungsgeschwindigkeit für datenintensive Industriezweige und Anwendungen in Privathaushalten kann durch\r\ndas 5G-Netz nicht sichergestellt werden. Langfristig sollte deshalb ein Glasfaseranschluss für\r\nalle Haushalte und Unternehmensstandorte bereitgestellt werden können, die einen solchen\r\nAnschluss nachfragen.\r\nAllerdings können 5G-Mobilfunkdienste eine wichtige Ergänzung glasfaserbasierter Angebote\r\ndarstellen. Um die Übertragung von Marktmacht aus Mobilfunknetzen in den Festnetzmarkt zu\r\nbegrenzen, bedarf es eines diskriminierungsfreien Zugangs zu Mobilfunkvorleistungsprodukten\r\nfür alle nachgelagerten Diensteanbieter. Dies ist derzeit durch das Verhandlungsgebot nicht gewährleistet.\r\n13. Gibt es Dienste, die „nicht migrationsfähig sind“, d. h. die über Kupfer, nicht aber über\r\nGlasfaser oder andere Alternativen angeboten werden können? Wenn ja, welche und\r\nwarum?\r\nDienste, die auf eine Stromversorgung aus dem TK-Netz aufbauen, können nicht in das Glasfasernetz migriert werden. Es gibt aber für alle derzeit im Einsatz befindlichen Sonderanwendungen im Kupfernetz Ersatzlösungen. So können z.B. Notrufdienste in Aufzügen auf funkbasierte\r\nLösungen umgestellt werden.\r\n14. Ab welchem Zeitpunkt besteht der Bedarf für das Angebot von alternativen Zugangsprodukten?\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 24\r\nAlternative Zugangsprodukte – in der oben skizzierten Form – sind bereits heute verfügbar und\r\nkönnen durch Zugangsnachfrager bei Glasfasernetzbetreibern angefragt werden. Ein zwingend\r\nzu deckender Bedarf an alternativen Netzzugangsprodukten entsteht jedoch erst mit der öffentlichen Ankündigung, dass in einem bestimmten Gebiet nach Ablauf einer Auslauffrist das\r\nKupfernetz abgeschaltet werden soll. Nach dem von uns vorgeschlagenen Modell soll eine solche Ankündigung nur erfolgen dürfen, wenn in dem betroffenen Gebiet ein hoher Ausbaugrad\r\nerreicht ist und alternative Zugangsprodukte als Ersatz für die bisherigen Netzzugangsprodukte\r\nvorliegen. Dadurch wäre sichergestellt, dass ein Bezug von alternativen Zugangsprodukten spätestens ab dem Zeitpunkt der Ankündigung der Kupferabschaltung (und des zeitgleichen Vermarktungsstopps für kupferbasierte Produkte) möglich ist. Im Hinblick auf eine kommende Kupferabschaltung wäre es vorteilhaft, wenn die betroffenen Netzbetreiber Verhandlungen über\r\ndie Konditionen des Netzzugangs bereits deutlich früher führen würden.\r\n15. Für welchen Zeitraum müssen die Bereitstellung und die Bedingungen der alternativen\r\nZugangsprodukte sichergestellt sein? Gilt dies für alle alternativen Zugangsprodukte\r\ngleichermaßen oder sind für einzelne Vorleistungsprodukte (bspw. das erwähnte\r\n„Low-Cost-Produkt“) abweichende Zeiträume vorstellbar?\r\nAus Sicht des BDEW ist eine vorausschauende, markt- und realitätsgerechte Regelung zur Bereitstellungsdauer alternativer Zugangsprodukte essenziell, um sowohl Investitionssicherheit\r\nals auch Nutzungskontinuität für Vorleistungsnachfrager und Endkundinnen und -kunden zu gewährleisten.\r\nVULA, Layer-2 und Layer-3-Bitstromzugang sollten von allen Zielnetzbetreibern dauerhaft unter\r\nmarktüblichen Bedingungen bereitgestellt werden, da diese das Rückgrat eines funktionierenden Wettbewerbs im Glasfasernetz darstellen. Wie bereits oben ausgeführt, sind bereits heute\r\nauf Basis der am Markt angebotenen Vorleistungsprodukte Endkundenangebote möglich, die\r\nsich preislich nicht oder höchstens geringfügig von bisherigen kupferbasierten Angeboten unterscheiden. Wir halten eine Verpflichtung zur Bereitstellung eines „Low Cost“-Vorleistungsprodukts daher nicht für geboten.\r\n16. Müssen alternative Vorleistungsprodukte für die Versorgung von Geschäftskunden\r\n(keine massenmarktfähigen Angebote, Markt 2) über die zuvor diskutierten Bedingungen und Fragestellungen hinaus weitere oder andere Anforderungen erfüllen?\r\nGeschäftskunden werden von der gesteigerten Qualität von Glasfaseranschlüssen gegenüber\r\nDSL profitieren. Hinsichtlich der Servicequalität und Verfügbarkeit haben Geschäftskunden besondere Anforderungen, die bei der Kupfer-Glas-Migration berücksichtigt werden müssen.\r\nDies betrifft beispielsweise die besonderen Sicherheits- oder Qualitätsanforderungen, die für\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 24\r\nInternetverbindungen in Bürogebäuden bestehen. Darüber hinaus ist ein bestimmtes Maß an\r\nIndividualisierung im Geschäftskundengeschäft notwendig.\r\nMerkmal Privatkunden/Massenmarkt (Markt 1)\r\nGeschäftskunden (Markt 2)\r\nProduktdesign Standardisierte Bandbreiten, feste Profile\r\nIndividuell skalierbar (symmetrisch,\r\nburstfähig, priorisiert)\r\nVerfügbarkeit\r\n(SLA)\r\nBest Effort oder Basis-SLA Garantierte Verfügbarkeiten (z. B.\r\n≥99,9 %), 24/7-Entstörung\r\nRedundanzanforderungen\r\nNein Häufig gefordert (z. B. doppelte Anbindung, Ringstrukturen)\r\nTechnologievarianten\r\nVULA, Layer-2-Bitstrom Ethernet-BSA, Punkt-zu-Punkt, P2MP,\r\nDark Fiber, Wellenlängen\r\nBereitstellungsprozesse\r\nStandardisiert, automatisiert\r\nIndividuell geplant, site-by-site provisioning\r\nVertragsgestaltung Einheitliche Bedingungen Maßgeschneiderte SLAs, Kündigungsfristen, Preismodelle\r\nVertraulichkeit /\r\nCompliance\r\nStandard Häufig besondere Anforderungen (z. B.\r\nVerschlüsselung)\r\nAlternative Vorleistungsprodukte für Geschäftskunden müssen deutlich über die Anforderungen des Massenmarkts hinausgehen. Technisch erwarten Geschäftskunden symmetrische\r\nBandbreiten bis in den 10-Gigabit-Bereich, garantierte Latenz- und Jitter-Werte sowie Unterstützung für MPLS, QoS und netzseitige Segmentierung (z. B. via VLAN oder SD-WAN). Eine dedizierte Punkt-zu-Punkt-Glasfaseranbindung ist dabei in der Regel unerlässlich.\r\nZudem sind umfassende Service-Level-Agreements erforderlich – mit garantierten Bereitstellungszeiten, 24/7-Entstörung, festen Eskalationswegen und einer transparenten Servicekette.\r\nAuch Anforderungen an Ausfallsicherheit und Sicherheit sind hoch: Geschäftskunden erwarten\r\nphysisch getrennte Trassen, Backup-Anbindungen (z. B. über FWA) sowie Schnittstellen für Monitoring und Reporting.\r\nVertraglich ist höhere Flexibilität erforderlich (z.B. Möglichkeit zur kurzfristigen Skalierung oder\r\nAbsenkung des Bandbreitenbedarfs) sowie besondere Anforderungen an Datenschutz und Informationssicherheit (z. B. DSGVO- und ISO-Konformität) zu erfüllen. Insgesamt ist der Vorleistungsbedarf im Geschäftskundenbereich individualisiert, leistungsstark und SLA-orientiert –\r\nund damit klar vom Massenmarkt zu unterscheiden.\r\n17. Welche Kosten entstehen den jeweiligen Akteuren bei der Migration?\r\nDie Kupfer-Glas-Migration erzeugt für alle Marktteilnehmer teils erhebliche Kosten. Dazu gehören insbesondere:\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 24\r\nAkteur Kostenposition Beschreibung\r\nNetzbetreiber (Telekom\r\n& Wettbewerber)\r\nNetzaufbau / Nachverdichtung\r\nTiefbau, Hausanschluss, Inhausverkabelung\r\nPlattform-/Systemintegration\r\nAnpassung von OSS/BSS, WholesaleSchnittstellen, Aktivierungssysteme\r\nRückbau / Umschaltung\r\nAbbau alter Technik, ggf. Rückbau Kupfernetz (bei Eigentum)\r\nKundenkommunikation / Aktivierung\r\nInformationskampagnen, Wechselanreize, Vertriebskosten\r\nErsatz technischer\r\nAltstrukturen\r\nz. B. Voice-Gateways, ISDN-Migration,\r\nspezielle Unternehmensanwendungen\r\nDoppelte Netzinfrastruktur\r\nParallelbetrieb Kupfer und Glas in Übergangsphase\r\nDiensteanbieter / Reseller\r\nTechnikmigration Anpassung eigener Systeme (z. B. an\r\nLayer-2-Bitstrom, VLAN-Management)\r\nProdukt- und Tarifgestaltung\r\nNeue Produktportfolios, Hardwarebereitstellung (z. B. ONT)\r\nSchulung / Betrieb /\r\nSupport\r\nAnpassung von Prozessen, Callcenter,\r\nStörungshandling\r\nParallelbetrieb alter\r\nProdukte\r\nVerwaltung von Kupfer- und Glasfaserangeboten parallel\r\nMarketing und Migration\r\nKundenbindung, Wechselkosten, Provisionsmodelle\r\nEndkunden Endgeräte Neue Router/ONT, Adapter für ISDN-\r\n/Analogschnittstellen\r\nHausanschlusskosten Einmalige Installationskosten bei nachträglichem Glasfaseranschluss\r\nÖffentliche Hand / Regulierung\r\nFördermittel Unterstützung für Ausbau, Hausanschlüsse, Nachverdichtung\r\nAufsicht / Regulierung\r\nMarktaufsicht, Preiskontrolle, Migrationsmonitoring\r\nRechtsrahmenanpassung\r\nAnpassung technischer Regeln, Definition alternativer Produkte\r\n18. Gibt es neben den in § 34 Abs. 4 TKG genannten Aspekten weitere Elemente, die aus\r\nIhrer Sicht Teil der Anzeige durch das Unternehmen mit beträchtlicher Marktmacht\r\nbzw. der Prüfung und Festlegung durch die Bundesnetzagentur sind?\r\nNeben den in § 34 Abs. 4 TKG explizit genannten Aspekten bedarf es aus Sicht des BDEW weitergehender Anforderungen an die Anzeige durch das Unternehmen mit beträchtlicher\r\nBDEW-Stellungnahme zum Impulspapier zur regulierten Kupfer-Glas-Migration\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 24\r\nMarktmacht sowie an die Prüfung und Festlegung durch die Bundesnetzagentur. Ein Vorschlag\r\nfür ein nicht-diskriminierendes Migrationskonzept haben wir bereits im einleitenden Teil der\r\nStellungnahmen dargestellt. Im Rahmen der Umsetzung des Konzepts bedarf es eines objektiven Kriteriums für die obligatorische Einleitung der Abschaltung der Kupfernetze. Aus unserer\r\nSicht sollte die Telekom die Abschaltung eines Teils ihres Kupfernetzes einleiten müssen, wenn\r\nein Glasfaser-Zielnetz im Einzugsbereich des jeweiligen Kabelverzweigers hinreichend ausgebaut ist (mindestens 85% Homes Passed) und der jeweilige Zielnetzbetreiber gegenüber der\r\nBundesnetzagentur die Abschaltung begehrt.\r\nDie jeweiligen Zielnetzbetreiber sollten sich verpflichten, die eigenen Vorleistungsprodukte\r\nlangfristig zu fairen, angemessenen und nicht-diskriminierenden Bedingungen anzubieten. Dies\r\nsollte sowohl für die Telekom als auch für alternative Netzbetreiber gelten. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019057","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zum Leitfaden zur Genehmigung von Gewässerthermieprojekten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/6e/602076/Stellungnahme-Gutachten-SG2508140006.pdf","pdfPageCount":3,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1 / 3\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32 10117 Berlin\r\nTelefon: +49 30 300199-0\r\nwww.bdew.de\r\ninfo@bdew.de\r\nVerband kommunaler Unternehmen e. V.\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nTelefon:+49 30 58580-0\r\nwww.vku.de\r\ninfo@vku.de\r\nRegistergericht:\r\nAmtsgericht Charlottenburg\r\nRegisternummer:\r\nVR 27941 B\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nFon +49 30 58580-0\r\nFax +49 30 58580-100\r\nwww.vku.de\r\ninfo@vku.de\r\nVKU ⚫ Invalidenstraße 91 ⚫ 10115 Berlin\r\nDatenschutzerklärung des VKU e.V.\r\nIn Bezug auf die Verarbeitung Ihrer\r\npersonenbezogenen Daten verweisen wir auf unsere Allgemeine Datenschutzerklärung, abrufbar unter\r\nwww.vku.de/privacy. Dort erhalten\r\nSie auch Hinweise zu Ihren Betroffenenrechten. Alternativ senden wir\r\nIhnen die Datenschutzerklärung\r\nauch postalisch zu.\r\nInteressenvertretung:\r\nDer VKU ist registrierter Interessenvertreter und wird im Lobbyregister\r\ndes Bundes unter der Registernummer: R000098 geführt. Der VKU betreibt Interessenvertretung auf der\r\nGrundlage des „Verhaltenskodex für\r\nInteressenvertreterinnen und Interessenvertreter im Rahmen des Lobbyregistergesetzes“.\r\nUmweltministerkonferenz: Beteiligung von Energie- und\r\nWasserwirtschaft am Leitfaden zur Genehmigung von\r\nGewässerthermieprojekten zwingend erforderlich\r\nSehr geehrte Damen und Herren,\r\nim Rahmen der Umweltministerkonferenz soll nach unserer derzeitigen Kenntnis\r\nkurzfristig ein Leitfaden zur Genehmigung von Gewässerthermieprojekten thematisiert bzw. freigegeben werden. Sollten diese Empfehlungen durch die Genehmigungsbehörden als allumfassender Leitfaden verstanden werden, droht der Hochlauf von Flusswärmepumpen für die Wärmewende im Keim zu ersticken. Der Leitfaden sollte daher auf Basis eines umfassenden Konsultationsprozesses, der insbesondere die energiewirtschaftlichen Aspekte berücksichtigt, überarbeitet werden.\r\nDie Wärmewende ist ein entscheidender Bestandteil der Energiewende. Deutschlandweit arbeiten Energieversorger mit Hochdruck an ihrer Umsetzung, nicht zuletzt\r\nim Kontext der kommunalen Wärmeplanung. Dabei ist die Nutzung erneuerbarer\r\nWärmequellen nicht nur zur Erreichung der Klimaziele notwendig, sondern ermöglicht auch die Unabhängigkeit vom Import fossiler Energieträger und damit eine resilientere Energieversorgung.\r\nDie Gewässerthermie bietet dabei ein enormes Potenzial für die Dekarbonisierung\r\nder Wärmeversorgung. Den Erfolg zeigen bereits umgesetzte Projekte, viele weitere sind bundesweit in Planung.\r\nAn die Mitglieder\r\nder Umweltministerkonferenz\r\n13.05.2025\r\n2 / 3\r\nMit der verstärkten Nutzung gewässerthermischer Quellen (z. B. Flüsse und Seen)\r\ngeraten zunehmend genehmigungs- und wasserrechtliche Fragen in den Fokus. Um\r\nden Hochlauf nicht auszubremsen, müssen zeitnah Leitlinien entwickelt werden,\r\ndie dem Schutz der Gewässerökologie und der energiewirtschaftlichen Umsetzbarkeit gleichermaßen Rechnung tragen.\r\nEs ist grundsätzlich zu begrüßen, dass auf wasserwirtschaftlicher und -rechtlicher\r\nSeite dazu aktuell bereits Prozesse angelaufen sind. Die Bund/Länder-Arbeitsgemeinschaft Wasser (LAWA) hat auf ihrer Vollversammlung am 20./21. März in Potsdam den von ihr beauftragten Leitfaden „Grundlagen und Leitlinien für eine ökologisch verträgliche Nutzung von Gewässern zur Wärmegewinnung – Empfehlungen zu\r\nökologischen Anforderungen für Fließgewässer und Seen für den behördlichen Vollzug“ und die dazugehörige Studie beschlossen.\r\nAn dieser Stelle ist jedoch zu betonen, dass die in den Leitlinien ausgesprochenen\r\nEmpfehlungen ausschließlich die ökologischen Belange der Gewässer berücksichtigen und energiewirtschaftliche, -technische, -politische sowie energierechtliche\r\nAspekte nicht einbeziehen! Sollten diese Empfehlungen durch die Genehmigungsbehörden als allumfassender Leitfaden verstanden werden, der als Grundlage für\r\neine bundeseinheitliche Vorgehensweise für den behördlichen Vollzug solcher Gewässerthermieanlagen anerkannt wird, besteht die Gefahr, dass die technisch/wirtschaftliche Umsetzung vieler Projekte unmöglich wird. Wärmetransformationspläne\r\nvieler Kommunen und Versorger stünden in Frage.\r\nUm die Gewässerthermie als wichtigen Baustein für die Wärmewende zu stärken,\r\nsollte dem Leitfaden in bestehender Form durch die Umweltministerkonferenz\r\nnicht zugestimmt werden. Vielmehr muss unter Einbeziehung der für Energie zuständigen Bundes- und Landesministerien ein gemeinsamer Konsultationsprozess\r\nins Leben gerufen werden.\r\nZiel sollte ein praxisnaher, ganzheitlicher Leitfaden für eine bundeseinheitliche\r\nVorgehensweise für den behördlichen Vollzug solcher Anlagen sein, der den Genehmigungsbehörden zur Verfügung gestellt wird und so einen wichtigen Beitrag zur\r\nBeschleunigung von Gewässerthermieprojekten leisten kann.\r\nDie Energiewirtschaft steht mit ihrer Expertise gerne zur Verfügung, um einen entsprechenden gemeinsamen Prozess zur Erarbeitung eines ganzheitlichen Genehmigungsleitfadens zu unterstützen.\r\n3 / 3\r\nDer Energieministerkonferenz geht dieses Schreiben ebenfalls zu.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nKerstin Andreae Ingbert Liebing\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung Hauptgeschäftsführer\r\nMitglied des Präsidiums\r\nBDEW Bundesverband der Verband kommunaler Unternehmen e.V.\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft e.V. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019058","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur RED-III-Umsetzung im WindBG, BImSchG, BauGB und WHG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8a/40/602078/Stellungnahme-Gutachten-SG2508140011.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":"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, 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, 27. Juni 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 Umsetzung der RED III im\r\nBImSchG, WHG und zur Änderung\r\ndes WaStrG, WindBG und BauGB\r\nRegierungsentwurf für eine Formulierungshilfe vom 24. Juni 2025\r\nSeite 2 von 20\r\nInhalt\r\n1 Executive Summary ........................................................................................... 3\r\n2 Anmerkungen zum WindBG............................................................................... 6\r\n2.1 § 1 WindBG (Abgeltung des überragenden öffentlichen Interesses\r\nstreichen)........................................................................................................ 6\r\n2.2 § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher anpassen) ................................... 6\r\n2.3 § 6a Abs. 3 (neu) WindBG (Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen) 7\r\n2.4 § 6b Abs. 3 WindBG-E (Überprüfungsverfahren anpassen)........................... 8\r\n2.5 § 6b Abs. 4 WindBG-E (Genehmigungsfiktion aufnehmen)........................... 8\r\n2.6 § 6b Abs. 5 WindBG-E (Fledermausmaßnahmen anpassen).......................... 8\r\n2.7 § 6b Abs. 6 WindBG-E (keine obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung)...... 9\r\n2.8 § 6b Abs. 7 WindBG-E (Zahlungspflicht bei fehlenden Daten anpassen) .... 10\r\n2.9 § 6b Abs. 8 WindBG-E (Rechtmäßigkeitsvermutung aufnehmen)............... 11\r\n3 Anmerkungen zum BImSchG.............................................................................12\r\n3.1 § 10a Abs. 5 BImSchG-E (elektronische Antragstellung für alle).................. 12\r\n3.2 § 10a Abs. 6 BImSchG-E (Genehmigungsfristen für Repowering nicht\r\nverlängern) ................................................................................................... 12\r\n3.3 § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG (Vereinfachte Typenänderung anpassen).... 13\r\n4 Anmerkungen zum BauGB ................................................................................14\r\n§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB (Außenbereich nicht komplett schließen)........................ 14\r\nSeite 3 von 20\r\n1 Executive Summary\r\nDer Regierungsentwurf für eine Formulierungshilfe für ein „Gesetz zur Umsetzung von Vorgaben der Richtlinie (EU) 2023/2413 für Zulassungsverfahren nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz und dem Wasserhaushaltsgesetz, zur Änderung des Bundeswasserstraßengesetzes, zur\r\nÄnderung des Windenergieflächenbedarfsgesetzes und zur Änderung des Baugesetzbuches“ (im\r\nFolgenden „Gesetzesentwurf“) greift die Gesetzesentwürfe zur Umsetzung der RED III aus der\r\nletzten Legislatur auf. Damit soll kurzfristig zumindest ein Teil der RED III-Richtline national umgesetzt werden.\r\nDer BDEW unterstützt alle Bemühungen den Ausbau von Erneuerbaren Energien Anlagen zu\r\nbeschleunigen. Dringend ist aber immer auch die Beschleunigung des Netzausbaus. Die Umsetzung dieses Teils der RED III muss ebenfalls unverzüglich beschlossen werden. Nur mit\r\nNetzausbau wird auch der EE-Aubau gelingen. Offen ist überdies auch noch die RED III-Umsetzung für Offshore-Wind.\r\n➢ Für die Regelungen zum WHG und WaStrG verweisen wir vollständig auf die BDEW-Stellungnahme zur Umsetzung der RED III für Zulassungsverfahren nach dem WHG und\r\nWaStrG vom 9. Oktober 2024.\r\n➢ Die Regelungen zum BImSchG und WindBG bilden nur einen sehr kleinen Teil der RED\r\nIII-Umsetzung für die Windenergie an Land ab. Für diesen Teil gelten unsere Anmerkungen aus der BDEW-Stellungnahme zur Umsetzung RED III Wind an Land, Solar und Speicher vom 26. September.2024 im Wesentlichen fort, auch wenn einzelne Verbesserungen erreicht wurden. In Anbetracht des sehr verkürzten Verfahrens konzentrieren wir\r\nuns vorliegend auf die dringendsten Punkte.\r\n➢ Die vorgeschlagene Regelung im BauGB dient (in Kombination mit der Neufassung des §\r\n1 WindBG) der Steuerung des Windenergieausbaus außerhalb von Windenergiegebieten und dient nicht der RED III-Umsetzung. Auch hier sieht der BDEW dringenden Anpassungsbedarf, um dem Windenergieausbau nicht nachhaltig zu schaden.\r\nSeite 4 von 20\r\nDie insgesamt acht dringendsten Anpassungen am Gesetzentwurf sind nachfolgend kurz dargestellt und noch einmal nach Prioritäten geclustert. Ausführliche Erläuterungen und weitere\r\nAnpassungsbedarfe finden sich unter Ziffer 2 bis 4.\r\nHöchstprioritär:\r\n1. Schlanke Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen (§ 6a Abs. 3 (neu) WindBG)\r\nDringend notwendig ist eine Übergangsregelung für Windenergiegebiete, die nach Mai 2024\r\nausgewiesen wurden. Diese fallen sonst nach Auslaufen der Notfall-VO auf das alte Genehmigungsrecht zurück. Die Gebiete sollten zu Beschleunigungsgebieten werden, um den dortigen\r\nAusbau weiter zu erleichtern und beschleunigen. (Siehe Ziffer 2.3 der Stellungnahme)\r\n2. Genehmigungsfristen für Repowering nicht verlängern (§ 10a Abs. 6 BImSchG-E)\r\nDie in § 10a Abs. 6 BImSchG-E enthaltene Verfahrensdauer für Repowering durch die allgemeine\r\nVorgabe einer 6-Monatsfrist stellt eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage und praktischen Lage dar. Hier muss klar sein, dass das nur gilt, wenn Vorhaben im förmlichen Verfahren\r\ngenehmigt werden. In der Regel gilt derzeit eine 3-Monatsfrist. (Siehe Ziffer 3.2 der Stellungnahme)\r\n3. Vereinfachte Typenänderung nicht ausbremsen (§ 16b Abs. 7, 8a BImSchG-E)\r\nDer BDEW begrüßt, dass beim vereinfachten Typenwechsel im Hinblick auf die luftverkehrlichen\r\nBelange nachgebessert wird. Allerdings ist die vorgeschlagene Verfahrensdauer von drei Monaten zu lang und die mehrfache Vollständigkeitsprüfung sinnlos. Eine Frist von acht Wochen ab\r\neinmal geprüfter Vollständigkeit muss ausreichend sein. (Siehe Ziffer 3.3 der Stellungnahme)\r\n4. Kein Komplett-Ausschluss im unbeplanten Außenbereich (§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB-E)\r\nDie Neufassung des § 249 Absatz 2 Satz 1 ist abzulehnen. Das für die in § 35 Absatz 3 Nr. 5\r\ngenannten Belange allein ein „Berührtsein“ zu Unzulässigkeit führen soll, ist nicht zielführend.\r\nDamit wird der Windenergieausbau im unbeplanten Außenbereich komplett gestoppt. (Siehe\r\nZiffer 4 der Stellungnahme)\r\nPrioritär:\r\n5. Überragendes öffentliches Interesse nicht einschränken (§ 1 Abs. 2 WindBG-E)\r\nAus Sicht des BDEW ist die Einschränkung des überragenden öffentlichen Interesses ein falsches\r\nZeichen. Denn es ist wichtig, den unbeplanten Außenbereich nicht gänzlich zu schließen, da\r\nnicht sichergestellt ist, dass die Windenergiegebiete in dem Maße tatsächlich bebaubar sind,\r\nSeite 5 von 20\r\nwie dies zur klimaneutralen Energieversorgung notwendig wäre. (Siehe Ziffer 2.1 der Stellungnahme)\r\n\r\n6. Definition Energiespeicher anpassen (§ 2 Nr. 4 WindBG-E)\r\nDie Definition der Energiespeicheranlagen am selben Standort sollte an den Wortlaut der Richtlinie angepasst werden. Die jetzige Formulierung ist zu eng. Die im Gesetzesentwurf vorgesehene Begrenzung auf den räumlich-funktionalen Zusammenhang birgt Rechtsunsicherheiten\r\nund schränkt den Anwendungsbereich unnötig ein. (Siehe Ziffer 2.2 der Stellungnahme)\r\n7. Genehmigungsfiktion umsetzen (§ 6b Abs. 4 WindBG-E)\r\nDie in der RED III vorgesehene Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten ist noch\r\nnicht im Gesetzesentwurf vorgesehen. Die Fallkonstellation, dass die Zulassungsbehörde innerhalb der Screening-Frist keine Entscheidung trifft, wurde nicht umgesetzt. Mit Ablauf der Screening-Frist soll eine Art Bindungswirkung bezogen auf das Umweltrecht eintreten. Das ist dringend nachzuholen. (Siehe Ziffer 2.5 der Stellungnahme)\r\n8. Obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung streichen (§ 6b Abs. 6 WindBG-E)\r\nDer BDEW lehnt die Öffentlichkeitsbeteiligung bei einem negativen Screening ab. Diese Regelung läuft auf eine deutliche Verschärfung gegenüber der aktuellen Rechtslage hinaus, wonach\r\neine Öffentlichkeitsbeteiligung bei Windenergieanlagen in Windenergiegebieten erst ab 20\r\nWindenergieanlagen erforderlich ist. (Siehe Ziffer 2.7 der Stellungnahme)\r\nSeite 6 von 20\r\n2 Anmerkungen zum WindBG\r\n2.1 § 1 WindBG (Abgeltung des überragenden öffentlichen Interesses streichen)\r\nNach § 1 Abs. 2 WindBG-E wird das überragende öffentliche Interesse bei Flächenzielerreichung mit Blick auf die planungsrechtliche Zulässigkeit nach § 35 Absatz 2 BauGB abgegolten.\r\nDie Regelung ist mit Blick auf den Wunsch, Windenergievorhaben vornehmlich in ausgewiesene Gebiete zu steuern, nachvollziehbar, auch wenn der BDEW nicht dafür eintritt.\r\nAus Sicht des BDEW ist aber weiterhin ein Windenergieausbau außerhalb der Gebiete erforderlich, wenn die Voraussetzungen des § 35 Abs. 2 BauGB vorliegen. Selbst nach dem diese\r\nMöglichkeit prinzipiell bejahenden Urteil des OVG Münster vom 16. Mai 2023 (7 D 423/21.AK)\r\nwäre dies weiterhin auf Sonderkonstellationen mit erheblicher Vorbelastung (BeckRS 2023,\r\n11668, Rn. 43) beschränkt. Es ist es wichtig, den unbeplanten Außenbereich nicht gänzlich zu\r\nschließen, da nicht sichergestellt ist, dass die Windenergiegebiete in dem Maße tatsächlich bebaubar sind, wie dies zur klimaneutralen Energieversorgung notwendig wäre.\r\nDer BDEW regt die Streichung des § 1 Abs. 2 S. 2 WindBG-E an:\r\n(2) (…) Werden die Flächenbeitragswerte nach Maßgabe von § 3 Absatz 1 und 2 erreicht, so\r\nist dem überragenden öffentlichen Interesse am Ausbau der Windenergie nach § 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes für Vorhaben, die außerhalb von Windenergiegebieten im Sinne des\r\n§ 2 Nummer 1 liegen, bei der Anwendung des § 35 Absatz 2 des Baugesetzbuchs Rechnung\r\ngetragen. Satz 2 gilt nicht für Vorhaben im Sinne des § 249 Absatz 3 des Baugesetzbuchs.\r\n2.2 § 2 WindBG-E (Definition Energiespeicher anpassen)\r\nDer BDEW plädiert dafür, die Definition der Energiespeicheranlagen am selben Standort an den\r\nWortlaut der Richtlinie anzupassen. Die im Gesetzesentwurf vorgesehene Begrenzung auf den\r\nräumlich-funktionalen Zusammenhang birgt Rechtsunsicherheiten und schränkt den Anwendungsbereich unnötig ein.\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderung des § 2 Nr. 4 WindBG-E 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 planfeststellungsbedürftig noch plangenehmigungsbedürftig sind, im räumlich-funktionalen Zusammenhang mit einer Windenergieanlage an Land oder einer Solarenergieanlage stehen und\r\nSeite 7 von 20\r\ngegenüber dieser Anlage eine dienende Funktion aufweisen, wobei Anlagen zur Speicherung\r\nvonWärme mit Bohrung ins Erdreich nicht erfasst sind.“;\r\n2.3 § 6a Abs. 3 (neu) WindBG (Lösung für neue Windenergiegebiete schaffen)\r\nNeben der im Gesetzesentwurf enthaltenen Lösung für Bestandsbeschleunigungsgebiete ist\r\ndringend eine gesetzliche Regelung erforderlich, die die Verfahrenserleichterungen des geplanten § 6b WindBG-RegE in den seit Mitte 2024 neu ausgewiesenen Windenergiegebieten schnell,\r\nunkompliziert und europarechtskonform anwendbar macht.\r\nEine ausführliche Erläuterung findet sich in der Anlage zur Stellungnahme.\r\nVorgeschlagen wird eine Ergänzung von § 6a WindBG als RED III-konforme Übergangsregelung\r\nfür neue Windenergiegebiete. Alle nach Mai 2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete werden\r\ndanach zu Beschleunigungsgebieten, wenn und sobald das jeweilige Gebiet materiell die Anforderungen aus Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III erfüllt. Ob die Anforderungen erfüllt werden, wird\r\nzusätzlich durch den Planungsträger oder die plangenehmigende Behörde überprüft.\r\nDer BDEW schlägt folgende Neuregelung in § 6a Abs. 3 WindBG-E vor:\r\n(3) Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 ausgewiesen worden sind, sind Beschleunigungsgebiete im Sinne des Artikels 15c der Richtlinie\r\n(EU) 2018/2001 [Ergänzung Vollzitat der Richtlinie],\r\n1. wenn das Windenergiegebiet den Anforderungen an Beschleunigungsgebiete nach Artikel 15c Absatz 1 und 2 der Richtlinie entspricht und\r\n2. sobald die nach § 5 Absatz 1 zuständige Behörde das Windenergiegebiet durch Feststellung der Anforderungen nach Artikel 15c der Richtlinie als Beschleunigungsgebiet ausgewiesen hat, wobei\r\na. die Regelungen nach § 8 Absätze 1 und 2 und § 9 Absatz 5 des Raumordnungsgesetzes sowie § 2 Absatz 4 und § 13 Absatz 2 und 3 des Baugesetzbuchs entsprechend\r\nanzuwenden sind und\r\nb. die Entscheidung über die Gebietseigenschaft innerhalb von drei Monaten nach Eingang des Antrags einer öffentlichen Stelle oder Person des Privatrechts ergeht, die\r\ndie Anforderungen des Plans zu beachten hat.\r\nSeite 8 von 20\r\n2.4 § 6b Abs. 3 WindBG-E (Überprüfungsverfahren anpassen)\r\nDer BDEW begrüßt, dass im Screening-Verfahren nun auf eindeutige tatsächliche Nachweise\r\nabgestellt wird. Wünschenswert wäre zudem, wenn klargestellt wird, dass nur ausnahmsweise\r\nvon höchstwahrscheinlichen unvorhergesehenen nachteiligen Auswirkungen auszugehen ist.\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 Laufen der Frist nach Satz 7 sind, ist außerdem klarzustellen, dass außer den genannten Unterlagen\r\nkeine zusätzlichen Nachweise beigebracht werden müssen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 3 WindBG-E an:\r\n(3) (…) Ältere Daten dürfen berücksichtigt werden, wenn sie Bestandteil systematisch und fortlaufend aktualisierter behördlicher Fachdatenbanken sind oder im Einzelfall hinreichend validiert wurden. Die Zulassungsbehörde teilt dem Träger des Vorhabens auch schon vor Antragstellung auf Anfrage innerhalb von 14 Tagen mit, welche Daten vorhanden sind. (…) Die Zulassungsbehörde überprüft unter Berücksichtigung der Daten nach Satz 1 sowie der Unterlagen\r\nnach Satz 4, ob eindeutige Nachweise vorliegen, dass das Vorhaben bei Durchführung der Maßnahmen nach Satz 4 ausnahmsweise höchstwahrscheinlich erhebliche unvorhergesehene\r\nnachteilige Umweltauswirkungen angesichts der ökologischen Empfindlichkeit des Gebiets haben wird (…)\r\n2.5 § 6b Abs. 4 WindBG-E (Genehmigungsfiktion aufnehmen)\r\nDie in der RED III vorgesehene Genehmigungsfiktion unter Umweltgesichtspunkten ist noch\r\nnicht im Gesetzesentwurf vorgesehen. Die Fallkonstellation, dass die Zulassungsbehörde innerhalb der Screening-Frist keine Entscheidung trifft, wurde nicht umgesetzt. Mit Ablauf der Screening-Frist soll eine Art Bindungswirkung bezogen auf das Umweltrecht eintreten. Der BDEW\r\nplädiert hier für eine 1:1-Umsetzung des Art. 16a Abs. 5 UAbs. 1 S. 1 RED III.\r\nDer BDEW regt folgende Ergänzung in § 6b Abs. 4 WindBG-E an:\r\n(4) (…). Trifft die Zulassungsbehörde innerhalb der Frist nach Satz 1 keine Entscheidung darüber, gilt das Vorhaben unter Umweltgesichtspunkten als genehmigt.\r\n2.6 § 6b Abs. 5 WindBG-E (Fledermausmaßnahmen anpassen)\r\nBei den Maßnahmen für Fledermäuse muss eine Anpassung der Abregelung aufgrund des\r\nGondel-Monitorings verpflichtend sein.\r\nSeite 9 von 20\r\n(5) (…) Zum Schutz von Fledermäusen vor Tötung und Verletzung beim Betrieb der Windenergieanlage an Land hat die Zulassungsbehörde stets geeignete Minderungsmaßnahmen in\r\nForm einer Abregelung der Windenergieanlage anzuordnen. Die Zulassungsbehörde kann hat\r\ndie angeordnete Abregelung auf Verlangen des Antragstellers auf Grundlage einer zweijährigen akustischen Erfassung der Fledermausaktivität im Rotorbereich der Windenergieanlage\r\nanzupassen.\r\n2.7 § 6b Abs. 6 WindBG-E (keine obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung)\r\nDer BDEW lehnt die Öffentlichkeitsbeteiligung bei einem negativen Screening ab.\r\nDiese Regelung läuft auf eine deutliche Verschärfung gegenüber der aktuellen Rechtslage hinaus, wonach eine Öffentlichkeitsbeteiligung bei Windenergieanlagen in Windenergiegebieten\r\nerst ab 20 Windenergieanlagen erforderlich ist (Nr. 1.6.1 der Anlage 1 zur 4. BImSchV). Die vorgeschlagene Regelung ist weder völker- noch unionsrechtlich gefordert.\r\nEntgegen den Andeutungen auf Seite 55 der Entwurfsbegründung fordert die Aarhus-Konvention (AK) gerade keine Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für Windenergieanlagen. Gemäß Art. 6 Abs. 1 a), Abs. 2, Abs. 7 AK ist eine Öffentlichkeitsbeteiligung im weitesten Sinne nur bei Entscheidungen über die in Anhang I aufgeführten Tätigkeiten durchzuführen.\r\nDie Liste der in Art. 6 Abs. 1 a) AK genannten Tätigkeiten erfasst für den Energiebereich u. a.\r\nKernkraftwerke oder Wärmekraftwerke mit einer Feuerungswärmeleistung von mindestens 50\r\nMW. Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien werden dort weder im Allgemeinen noch im Speziellen mit Windenergieanlagen genannt. Folglich sind die Vorschriften\r\nder Aarhus-Konvention über die Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren für\r\nWindenergieanlagen gerade nicht anwendbar. Somit kann sich hieraus auch keine Pflicht zur\r\nDurchführung einer Öffentlichkeitsbeteiligung für WEA ergeben.\r\nAuch die RED III trifft keine Regelungen zur Beteiligung der Öffentlichkeit im Zulassungsverfahren. Lediglich in Art. 16b Abs. 5 S. 2 RED III ist geregelt, dass die Entscheidungen nach Satz 1 der\r\nÖffentlichkeit zugänglich gemacht werden. „Entscheidung“ in diesem Sinne ist die in Art. 16b\r\nAbs. 5 S. 1 HS 2 RED III nur für den Fall vorgesehene „Verwaltungsentscheidung“ (= Genehmigung), dass eindeutige Beweise dafür gegeben sind, dass ein bestimmtes Projekt angesichts der\r\nökologischen Sensibilität des Vorhabengebietes höchstwahrscheinlich unvorhergesehene nachteilige Auswirkungen haben wird. Dies entspricht der Sache nach einer öffentlichen Bekanntmachung der Genehmigung gemäß § 10 Abs. 8 BImSchG. Eine solche kann nach geltender\r\nRechtslage auch im vereinfachten Verfahren ohne Öffentlichkeitsbeteiligung erfolgen.\r\nAuch die Bezugnahme auf den Erwägungsgrund 30 der RED III (Seite 55 der Entwurfsbegründung) ist nicht hilfreich. Zum einen sind Erwägungsgründe – ähnlich wie eine Gesetzes- oder\r\nSeite 10 von 20\r\nEntwurfsbegründung – lediglich zur Auslegung des eigentlichen Normtextes heranzuziehen.\r\nZum anderen lässt sich dem Erwägungsgrund 30 keine konkrete dahingehende Vorgabe entnehmen. Dort heißt es nämlich lediglich, die Mitgliedstaaten „sollten […] geeignete Maßnahmen ergreifen, um die Beteiligung lokaler Gemeinschaften an Projekten […] zu fördern.“ Hieraus\r\ndürfte allenfalls ein Appell abzuleiten sein, Möglichkeiten der finanziellen oder gesellschaftsrechtlichen Beteiligung der Standort- und Nachbargemeinden bzw. der dortigen Bevölkerung\r\nvorzusehen. Soweit Erwägungsgrund 30 darüber hinaus auf die Anwendbarkeit der Aarhus-Konvention hinweist, dürfte dies rein deklaratorisch zu verstehen sein.\r\nDie vorgeschlagene obligatorische Öffentlichkeitsbeteiligung bei negativem Screening-Ergebnis\r\nist also weder völker- noch unionsrechtlich oder nach geltender nationaler Rechtslage gefordert. Sie läuft dem eigentlich intendierten Beschleunigungszweck des Gesetzesentwurfes diametral entgegen. Denn selbst unter Verzicht auf den Erörterungstermin dauern förmliche Genehmigungsverfahren selbst bei optimalem Verlauf mindestens vier Monate länger als vereinfachte (vgl. § 10 Abs. 6a S. 1 BImSchG).1\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 6 WindBG-E an:\r\n(6) Stellt die Zulassungsbehörde bei der Überprüfung fest, dass eindeutige Nachweise nach\r\nAbsatz 3 Satz 6 vorliegen, so beteiligt sie im Zulassungsverfahren die Öffentlichkeit entsprechend § 10 Absatz 3 bis 4 und 8 des Bundes-Immissionsschutzgesetzes mit der Maßgabe, dass\r\nein Erörterungstermin nicht statt-findet. Das Ergebnis der Überprüfung nach Satz 1 ist zu begründen und gemeinsam mit den nach dem jeweiligen Fachrecht erforderlichen Unterlagen\r\nim Rahmen der Öffentlichkeitsbeteiligung zur Einsicht auszulegen. Im Zulassungsbescheid\r\nordnet die Zulassungsbehörde im Zulassungsbescheid neben den in Absatz 5 genannten Maßnahmen (…).\r\n2.8 § 6b Abs. 7 WindBG-E (Zahlungspflicht bei fehlenden Daten anpassen)\r\nAuch wenn die im Entwurf vorgenommene Änderung der Zahlungspflicht in jährliche Zahlungen\r\nzu begrüßen ist, ist nach wie vor nicht nachvollziehbar, warum bei fehlenden Daten trotzdem\r\neine Zahlung erfolgen soll. Die RED III sieht das nicht vor. Der BDEW plädiert dafür, die Zahlung\r\nauf 10.000 EUR je Megawatt installierter Leistung herabzusetzen (das sind in etwa die eingesparten Kartierungskosten).\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 6b Abs. 7 WindBG-E an:\r\n1 Vergleiche dazu gleichlautender Antrag der Ausschussempfehlungen des Bundesrates (Ziffer 19 der der BRDrucksache: 396/24)\r\nSeite 11 von 20\r\n(…)\r\nSofern Soweit keine Daten nach Absatz 3 Satz 1 vorhanden sind, auf deren Grundlage Maßnahmen angeordnet werden können, beträgt die Höhe der Zahlung:\r\n3. für Windenergieanlagen an Land 210.000 Euro je Megawatt installierter Leistung,\r\n4. für Energiespeicheranlagen 60 Euro je Quadratmeter der durch den Energiespeicher\r\nversiegelten Fläche.\r\nDie Zahlung ist von dem Betreiber der jeweiligen Anlage ab Inbetriebnahme der Anlage als\r\nzweckgebundene Abgabe an den Bund zu leisten. Die Mittel werden vom Bundesministerium\r\nfür Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit bewirtschaftet. Sie sind für Maßnahmen nach § 45d Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes zu verwenden, für die nicht bereits nach anderen Vorschriften eine rechtliche Verpflichtung besteht und die der Sicherung\r\noder Verbesserung des Erhaltungszustandes der durch den Betrieb von Windenergieanlagen an\r\nLand und Energiespeicheranlagen betroffenen Arten dienen.\r\n2.9 § 6b Abs. 8 WindBG-E (Rechtmäßigkeitsvermutung aufnehmen)\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-E 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 4, oder mit Festsetzung der Zahlung nach Absatz 7 Satz 2 ist davon auszugehen, dass die Errichtung und der Betrieb der Anlage nicht gegen die Vorschriften der §§ 33,\r\n34 und 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes verstoßen; eine weitergehende Prüfung keine über die Überprüfung hinausgehende Prüfung der Einhaltung der Vorschriften der §§ 34 und 44 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nund des § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes ist daher nicht durchzuführen. Eine Ausnahme nach\r\n§ 34 Absatz 3 bis 5 des Bundesnaturschutzgesetzes oder nach § 45 Absatz 7 des Bundesnaturschutzgesetzes ist bei der Zulassung des Vorhabens nicht erforderlich. Die Anforderungen nach\r\nsonstigen Vorschriften des Fachrechts bleiben unberührt, sofern und soweit die Regelungen\r\ndes Fachrechts neben den Vorschriften nach §§ 33, 34 und 44 Absatz 5 des Bundesnaturschutzgesetzes und § 27 des Wasserhaushaltsgesetzes anwendbar wären.\r\nSeite 12 von 20\r\n3 Anmerkungen zum BImSchG\r\n3.1 § 10a Abs. 5 BImSchG-E (elektronische Antragstellung für alle)\r\nAlle Genehmigungsverfahren sollen im Sinne des Bund-Länder-Pakts vom November 2023\r\nvollständig und ausschließlich elektronisch geführt werden (insofern wäre eigentlich eine Änderung der § 10 Abs. 1 S. 1 BImSchG und § 2 Abs. 1 S. 1 der 9. BImSchV notwendig). Auch\r\nArt. 16 Abs. 3 S. 7 der RED III fordert die vollständige elektronische Verfahrensführung. Es ist\r\nnicht ersichtlich, warum hiervon in Bezug auf Einwendungen abgewichen werden sollte, zumal\r\ndie RED III keine Regelungen zur Öffentlichkeitsbeteiligung im Genehmigungsverfahren enthält. Auch nationales Recht fordert nicht, dass Einwendungen in nicht-elektronischer Form erhoben werden können müssen. Zudem ist in der RED III nicht vorgesehen, dass der Antragsteller einen Zugang zur Übermittlung elektronischer Dokumente zu eröffnen hat. Das ist weniger\r\nein rechtliches als ein praktisches Problem (Stichwort: ELSTER-Zugang).\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 10a Abs. 5 BImSchG-E an:\r\n(5) Ab dem 21. November 2025 ist das Genehmigungsverfahren elektronisch durchzuführen. Satz 1 gilt nicht für Personen, die Einwendungen erheben. Der Antragsteller hat einen Zugang für die Übermittlung elektronischer Dokumente und für die elektronische Zustellung zu\r\neröffnen.\r\nIn der Folge muss auch §10 Abs. 7 BImSchG angepasst werden. Dort ist aktuell noch geregelt,\r\ndass der Genehmigungsbescheid schriftlich zu erlassen ist, damit scheiden andere Formen der\r\nErteilung des Verwaltungsaktes aus. Hier sollte schriftlich oder elektronisch stehen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 10 Abs. 7 BImSchG an:\r\n(7) Der Genehmigungsbescheid ist schriftlich oder elektronisch zu erlassen, schriftlich zu begründen und dem Antragsteller und den Personen, die Einwendungen erhoben haben, zuzustellen. (…)\r\n3.2 § 10a Abs. 6 BImSchG-E (Genehmigungsfristen für Repowering nicht verlängern)\r\nDie in § 10a Abs. 6 BImSchG-E enthaltene Verfahrensdauer für Repowering durch die allgemeine Vorgabe einer 6-Monatsfrist stellt eine Verschlechterung der aktuellen Rechtslage dar.\r\nHier muss klar sein, dass das nur gilt, wenn Vorhaben im förmlichen Verfahren genehmigt\r\nwerden, da sonst drei Monate nach § 10 Abs. 6a BImSchG gelten.\r\nSeite 13 von 20\r\nDie Begründungspflicht bei Fristverlängerung sollte an den Wortlaut der Richtlinie angepasst\r\nwerden. (Wortlaut Art. 16a Abs. 2 S. 4 RED III: „Die Mitgliedstaaten unterrichten den Projektträger in aller Klarheit über die außergewöhnlichen Umstände, die diese Verlängerung rechtfertigen.“). Außerdem regt der BDEW an, durch die Ergänzung eines Beispiels aus Art. 16a\r\nAbs. 2 S. 3 RED III klarzustellen, dass die zur Verlängerung führenden Ausnahmegründe in der\r\nNatur des Vorhabens liegen müssen und nicht in der Überforderung/Überlastung der Behörde\r\nbegründet sein dürfen.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 10a Abs. 6 BImSchG-E an:\r\n(6) Über den Genehmigungsantrag für ein folgendes Vorhaben in einem für ein solches\r\nVorhaben geltenden Beschleunigungsgebiet für erneuerbare Energie nach Artikel 2 Unterabsatz 2 Nummer 9a der Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom 13. Juni 2024 ist unbeschadet kürzerer gesetzlicher Fristen innerhalb einer Frist von sechs Monaten zu entscheiden:\r\n1. ein Vorhaben, das das Repowering einer Anlage zur Erzeugung erneuerbarer Energie\r\nbetrifft,\r\n2. ein Vorhaben, das eine neue Anlage mit einer Stromerzeugungskapazität unter\r\n150 Kilowatt betrifft oder\r\n3. ein Vorhaben, das einen Energiespeicheranlagen am selben Standort nach Artikel 2\r\nUnterabsatz 2 Nummer 44d der Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom 13. Juni\r\n2024, einschließlich einer Anlage zur Speicherung von Strom oder Wärme, betrifft.\r\nIn durch außergewöhnliche Umstände hinreichend begründeten Fällen – beispielsweise aus\r\nübergeordneten Sicherheitsgründen bei wesentlichen Auswirkungen eines Vorhabens auf\r\ndas Netz – kann die Genehmigungsbehörde die Frist um bis zu drei Monate verlängern. Die\r\nFristverlängerung ist gegenüber dem Antragsteller unter Mitteilung der außergewöhnlichen\r\nUmstände, die diese Verlängerung rechtfertigen, zu begründen.“ Die Mitgliedstaaten unterrichten den Projektträger in aller Klarheit über die außergewöhnlichen Umstände, die diese\r\nVerlängerung rechtfertigen\r\n3.3 § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG (Vereinfachte Typenänderung anpassen)\r\nDer BDEW begrüßt, dass beim vereinfachten Typenwechsel nun auch die militärischen und\r\nluftverkehrlichen Belange im Gesetz adressiert werden. Das hatte der BDEW schon lange gefordert. Allerdings ist die vorgeschlagene Verfahrensdauer für Änderungsgenehmigungsverfahren bei einem vereinfachten Typenwechsel von drei Monaten zu lang und die mehrfache\r\nVollständigkeitsprüfung sinnlos.\r\nDie zwei Monate, die der Luftfahrbehörde in §§ 14 Abs. 1, 12 Abs. 2 S. 2 LuftVG zugebilligt\r\nwerden, betreffen die erstmalige Erteilung einer Genehmigung. Sofern man mit Blick auf die\r\nSeite 14 von 20\r\nvon § 13 BImSchG bewirkte Verfahrenskonzentration § 12 LuftVG überhaupt noch für anwendbar halten will, sollte ihr bei derart geringfügigen Änderungen wie in § 16b Abs 7. S. 3\r\nBImSchG ein Monat genügen. Dann könnte man insgesamt acht Wochen als Frist für die Genehmigungsfiktion festlegen, was gegenüber den aktuell geltenden sechs Wochen eine zumutbare Verschlechterung wäre. Der BDEW schlägt als Kompromiss eine Frist zur Genehmigungsfiktion von maximal acht Wochen und Fristbeginn mit Vollständigkeit der Antragsunterlagen\r\nvor.\r\nDer BDEW regt folgende Anpassung in § 16b Abs. 7 und 8a BImSchG-E an:\r\n(7) (…) Wird der Standort der Anlage um nicht mehr als 8 Meter geändert, die Gesamthöhe\r\num nicht mehr als 20 Meter erhöht und der Rotordurchlauf um nicht mehr als 8 Meter verringert, sind ausschließlich die Vereinbarkeit der Änderungen mit militärischen und luftverkehrlichen Belangen zu prüfen sowie die Anforderungen nach Absatz 8 nachzuweisen und zu prüfen. Unverzüglich nach Eingang der vollständigen Antragsunterlagen hat die Genehmigungsbehörde die für die militärischen und luftverkehrlichen Belange zuständigen Behörden zu beteiligen. Diese Behörden teilen der Genehmigungsbehörde den jeweiligen Zeitpunkt des Eingangs\r\nder vollständigen Antragsunterlagen mit. Die Genehmigungs-behörde teilt den spätesten nach\r\nSatz 5 mitgeteilten Zeitpunkt dem Antragsteller mit. Im Fall der Ergänzung oder Änderung des\r\nAntrags sind die Sätze 5 und 6 ent-sprechend anzuwenden.\r\n(8a) Im Fall von Absatz 7 Satz 3 gilt die Genehmigung einschließlich der Nebenbestimmungen\r\nnach Ablauf von drei Monaten acht Wochen ab Vollständigkeit der Antragsunterlagen dem\r\nspätesten gemäß Ab-satz 7 Satz 6 oder 7 mitgeteilten Zeitpunkt als antragsgemäß geändert,\r\nsofern die Genehmigungsbehörde nicht zuvor über den Antrag entscheidet oder ein Antrag\r\nnach Absatz 5 gestellt wird. § 42a Absatz 3 des Verwaltungsverfahrensgesetzes ist entsprechend anzuwenden.\r\n4 Anmerkungen zum BauGB\r\n§ 249 Abs. 2 S. 1 BauGB (Außenbereich nicht komplett schließen)\r\nDie Neufassung des § 249 Absatz 2 Satz 1 BauGB enthält enge Voraussetzungen für die Zulässigkeit von Windenergievorhaben, die aufgrund der Flächenzielerreichung entprivilegiert sind.\r\nGrundsätzlich nachvollziehbar ist, den Ausbau der Windenergie so zu bündeln, dass er vorwiegend in den dafür ausgewiesenen Gebieten stattfindet. Nicht nachvollziehbar ist hingegen,\r\ndass im Hinblick auf die in § 35 Absatz 3 Nr. 5 genannten Belange allein ein Berührtsein zur\r\nUnzulässigkeit führen soll. Das ist eine wesentliche Verschlechterung im Vergleich zur jetzigen\r\nRechtslage, nach der auf eine Beeinträchtigung der Belange und eine Verunstaltung des Orts-\r\nSeite 15 von 20\r\nund Landschaftsbildes abgestellt wird. Diese Verschärfung führt nicht dazu, dass Windenergieanlagen im Rahmen des § 35 Abs. 2 BauGB nur noch ausnahmsweise zulässig sind, sondern\r\ndazu, dass die Anlagen ausnahmslos unzulässig sind. Denn es wird in der Praxis schwer zu argumentieren sein, dass das Orts- und Landschaftsbild nicht zumindest berührt ist.\r\nZudem ist diese Verschärfung wegen des ohnehin geplanten Wegfalls des überragenden öffentlichen Interesses (siehe § 1 WindBG) auch überflüssig. Denn allein durch die Ergänzung\r\nvon § 1 WindBG ist sichergestellt, dass sich die Windenergie im unbeplanten Außenbereich\r\nnur noch ausnahmsweise durchsetzt.\r\nDer BDEW regt die Streichung, des § 249 Abs. 2 S. 1 BauGB an:\r\nWurde das Erreichen eines in der Anlage des Windenergieflächenbedarfsgesetzes bezeichneten Flächenbeitragswerts des Landes gemäß § 5 Absatz 1 oder Absatz 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes festgestellt, kann außerhalb der Windenergiegebiete gemäß § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes ein in Absatz 1 genanntes Vorhaben nur ausnahmsweise nach § 35 Absatz 2 zugelassen werden, wenn ausgeschlossen ist, dass weder die\r\nin § 35 Absatz 3 Nummer 5 genannten Belange noch das Orts- und Landschaftsbild berührt\r\nsind.\r\nSollte dies nicht durchsetzbar sein, ist mindestens folgende Anpassung vorzunehmen:\r\nWurde das Erreichen eines in der Anlage des Windenergieflächenbedarfsgesetzes bezeichneten Flächenbeitragswertes des Landes gemäß § 5 Absatz 1 oder Absatz 2 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes festgestellt, kann außerhalb der Windenergiegebiete gemäß § 2 Nummer 1 des Windenergieflächenbedarfsgesetzes ein in Absatz 1 genanntes Vorhaben nur ausnahmsweise nach § 35 Absatz 2 zugelassen werden, wenn ausgeschlossen ist, dass weder die\r\nin § 35 Absatz 3 Satz 1 Nummer 5 genannten Belange noch das Orts- und Landschaftsbild berührt beeinträchtigt sind oder das Orts- und Landschaftsbild verunstaltet wird.\r\nSeite 16 von 20\r\nAnlage\r\nFolgen fehlender RED III-Umsetzung für neue Windenergiegebiete\r\nDer wesentliche Grund für die jüngsten Ausbauerfolge in der Windenergie war die EU-NotfallVO und die deutsche Regelung in § 6 WindBG. Dadurch wurde gewährleistet, dass sowohl Belange des Artenschutzes als auch des EE-Ausbaus adressiert wurden. Die Erneuerbaren-Energien-Richtlinie (RED III) führt nun Beschleunigungsgebiete für Windenergie ein (vgl. Art. 15c Abs.\r\n1 u. 2 RED III), mit denen das Erfolgsmodell fortgesetzt werden kann. Im Mai 2024 bereits bestehende Windenergiegebiete wurden durch § 6a Abs. 1 WindBG zu Beschleunigungsgebieten\r\nerklärt (Art. 15c Abs. 4 RED III). Im Regierungsentwurf wird für diese Gebiete in § 6b WindBGRegE eine Nachfolgeregelung für die genehmigungsrechtlichen Erleichterungen nach § 6\r\nWindBG geschaffen.\r\nSeit Mai 2024 wurden und werden wegen der Zielvorgaben im WindBG flächendeckend neue\r\nWindenergiegebiete ausgewiesen. Die Gebiete entsprechen größtenteils bereits vollumfänglich\r\nden Anforderungen der RED III für Beschleunigungsgebiete (Art. 15c und 15d RED III). Sofern bei\r\nder Umsetzung der RED III keine Regelung geschaffen wird, durch die die später ausgewiesenen\r\nGebiete zu Beschleunigungsgebieten werden, sind die Vorgaben des geplanten § 6b WindBGRegE dort nicht anwendbar. Die neuen Windenergiegebiete können dann nicht das Potenzial\r\nvon Beschleunigungsgebieten entfalten und die Genehmigungsverfahren drohen erneut am Artenschutz zu scheitern. Die Folge wäre ein regionaler Fadenriss beim Ausbau der Windenergie\r\nund ein Rückfall auf die Stagnationsphase vor 2023. Das betrifft allein bei den in Brandenburg\r\nim Jahr 2024 bereits in Kraft getretenen beiden Regionalplänen 79 Windenergiegebiete, von\r\ndenen nur ein geringer Teil aufgrund einer vorhandenen Bauleitplanung Beschleunigungsgebiete nach § 6a Abs. 1 WindBG sind. Es ist zu erwarten, dass das Problem sich zunehmend verschärfen wird, da bis zum Inkrafttreten der RED III-Umsetzung viele weitere Regionalpläne in\r\nKraft treten werden. So sollen etwa in NRW bis Herbst 2025 alle in Aufstellung befindlichen\r\nRegionalpläne zur Steuerung der Windenergienutzung in Kraft treten.\r\nVor diesem Hintergrund ist jetzt eine gesetzliche Regelung erforderlich, die die Verfahrenserleichterungen des geplanten § 6b WindBG-RegE in den seit Mitte 2024 neu ausgewiesenen\r\nWindenergiegebieten schnell, unkompliziert und europarechtskonform anwendbar macht.\r\nSeite 17 von 20\r\nVorschlag für eine europarechtskonforme RED III-Übergangsregelung\r\nVorgeschlagen wird eine Ergänzung von § 6a WindBG als RED III-konforme Übergangsregelung\r\nfür neue Windenergiegebiete. Alle nach Mai 2024 ausgewiesenen Windenergiegebiete werden\r\ndanach zu Beschleunigungsgebieten, wenn und sobald das jeweilige Gebiet materiell die Anforderungen aus Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III erfüllt. Ob die Anforderungen erfüllt werden, wird\r\nzusätzlich durch den Planträger oder die plangenehmigende Behörde überprüft.\r\nFormulierungsvorschlag für einen neuen § 6a Abs. 3 WindBG-NEU\r\n(3) Windenergiegebiete im Sinne des § 2 Nummer 1, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 ausgewiesen worden sind, sind Beschleunigungsgebiete im Sinne des Artikels 15c der Richtlinie\r\n(EU) 2018/2001 [Ergänzung Vollzitat der Richtlinie],\r\n3. wenn das Windenergiegebiet den Anforderungen an Beschleunigungsgebiete nach Artikel 15c Absatz 1 und 2 der Richtlinie entspricht und\r\n4. sobald die nach § 5 Absatz 1 zuständige Behörde das Windenergiegebiet durch Feststellung der Anforderungen nach Artikel 15c der Richtlinie als Beschleunigungsgebiet ausgewiesen hat, wobei\r\nc. die Regelungen nach § 8 Absätze 1 und 2 und § 9 Absatz 5 des Raumordnungsgesetzes sowie § 2 Absatz 4 und § 13 Absatz 2 und 3 des Baugesetzbuches entsprechend\r\nanzuwenden sind und\r\nd. die Entscheidung über die Gebietseigenschaft innerhalb von drei Monaten nach Eingang des Antrages einer öffentlichen Stelle oder Person des Privatrechts ergeht, die\r\ndie Anforderungen des Planes zu beachten hat.\r\nNach dem 19. Mai 2024 neu ausgewiesene Windenergiegebiete, § 6a Abs. 3 1. Hs. WindBGNEU\r\nDie vorgeschlagene Regelung des neuen § 6a Abs. 3 WindBG-NEU bezieht sich im sachlichen\r\nAnwendungsbereich auf Windenergiegebiete, die nach dem 19. Mai 2024 ausgewiesen wurden.\r\nDamit betrifft die Regelung in zeitlicher Hinsicht die Gebiete, die nicht unter Art. 15c Abs. 4\r\nRED III fallen. In Deutschland wurden die vorher bestehenden Windenergiegebiete bereits über\r\n§ 6a Abs. 1 WindBG zu Beschleunigungsgebieten erklärt.\r\nSeite 18 von 20\r\nAbsicherung der RED-III-Anforderungen an Beschleunigungsgebiete, § 6a Abs. 3 Nr. 1\r\nWIndBG-NEU\r\nDie Regelung stellt durch § 6a Abs. 3 Satz 1 Nr. 1 WindBG-NEU ausdrücklich sicher, dass nur\r\nsolche Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete anzusehen sind, die den Anforderungen nach Artikel 15c Abs. 1 und 2 RED III entsprechen. Durch die Anforderung einer zwingenden\r\nÜbereinstimmung des Gebietes mit den Anforderungen der RED III – namentlich an Art. 15c\r\nAbs. 1 und 2 RED III – an Beschleunigungsgebiete ist die materielle Entsprechung der Gebietseigenschaft sichergestellt und wird durch die Überprüfung des jeweiligen Planungsträgers bzw.\r\nder plangenehmigenden Behörde nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 WindBG-NEU zusätzlich abgesichert.\r\nFür neue Windenergiegebiete werden planerisch stets Regeln für Maßnahmen festgelegt sein.2\r\nDie Pflicht zur Festlegung von Maßnahmen auf Planebene ergibt sich für Regionalpläne aus § 8\r\nAbs. 1 und Anlage 1 Nr. 2 lit. c zum ROG und für Bauleitpläne aus §§ 2 Abs. 4, 2a und Anlage 1\r\nNr. 2 lit. c zum BauGB. Die Richtlinie geht bei der Forderung nach Regeln für Maßnahmen (Art.\r\n15c Abs. 1 UAbs. 1 lit. b, 2 RED III) nicht darüber hinaus. Es ist insofern zur Konkretisierung der\r\nRegeln insbesondere zulässig, dass der Plan hinsichtlich der für das Vorhaben anzuordnenden\r\nkonkreten Maßnahmen auf die Zulassungsebene verweist. Dann sind die für die jeweilige Umweltauswirkung maßgeblichen materiell-rechtlichen Anforderungen durch den Vorhabenträger\r\nanzuwenden, z. B. nach § 45b und Anlage 1 zum BNatSchG, wenn er auf Grundlage des Umweltberichtes ein Maßnahmenkonzept vorschlägt, um den im Umweltbericht beschriebenen Umweltauswirkungen zu begegnen.\r\nÜberprüfung der RED-III-Anforderungen an Beschleunigungsgebiete, § 6a Abs. 3 Nr. 2\r\nWindBG-NEU\r\nDie Feststellungsentscheidung nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 WindBG-NEU zur Ausweisung des jeweiligen Windenergiegebietes als Beschleunigungsgebiet trifft die nach § 5 Abs. 1 WindBG zuständige Behörde. Zuständige Behörde ist damit der Planungsträger und bei Regionalplänen die\r\nplangenehmigende Landesbehörde. Die Überprüfung und Feststellung der Eigenschaft als Beschleunigungsgebiet sichert die Europarechtskonformität formell ab. Dadurch wird Rechtssicherheit geleichermaßen für Genehmigungsbehörden und Planungsträger geschaffen.\r\n2 Zur Veranschaulichung der integrierte Regionalplan Uckermark-Barnim, dessen Umweltbericht und die windenergiegebietsspezfischen Steckbriefe, abrufbar unter: https://uckermark-barnim.de/was-wir-tun/plaene/integrierter-regionalplan-uckermark-barnim-satzung-2024/.\r\nSeite 19 von 20\r\nVerweis auf Regeln zur Strategischen Umweltprüfung und Öffentlichkeitsbeteiligung, § 6a\r\nAbs. 3 Nr. 2 lit. a WindBG-NEU\r\nFür die durch die Ausweisung mittels Feststellung verursachten Umweltauswirkungen gelten\r\nnach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. a WindBG-NEU die Regelungen zur Strategischen Umweltprüfung\r\n(SUP) aus § 8 Abs. 1 und 2 ROG sowie § 2 Abs. 4 BauGB entsprechend. Mit der ursprünglichen\r\nGebietsausweisung wurde bereits eine SUP durchgeführt. Da durch die Feststellung der Eigenschaft als Beschleunigungsgebiet selbst in aller Regel keine Umweltauswirkungen verursacht\r\nwerden, wird die zuständige Behörde in aller Regel nach § 8 Abs. 2 S. 1 ROG bzw. § 2 Abs. 4 S. 5\r\nBauGB zu dem Ergebnis kommen, dass eine erneute SUP in Ermangelung entsprechender Auswirkungen nicht durchzuführen ist. Das hinsichtlich der Entscheidung über die Durchführung\r\neiner SUP bestehende Ermessen dürfte regelmäßig auf null reduziert sein. Außerdem gelten\r\nauch die planerischen Vorgaben für eine vereinfachte Öffentlichkeitsbeteiligung nach § 9 Abs.\r\n5 ROG und § 13 Abs. 2 f. BauGB entsprechend. Mit der Klarstellung, dass die Regelungen zur\r\nSUP anzuwenden sind, wird ebenfalls die Europarechtskonformität abgesichert. Die Absicherung erfasst dann sogar den Fall, dass nach der RED III auch der Akt zur nachträglichen Ausweisung des Gebietes durch Feststellung der Gebietseigenschaft als Beschleunigungsgebiet einer\r\nSUP bedarf3\r\n. Mit dem zusätzlichen Verweis auf die Regelungen zur vereinfachten Öffentlichkeitsbeteiligung sind auch etwaige Anforderungen der RED III in diese Richtung hinreichend\r\nadressiert (vgl. Art. 15d RED III).\r\nAntragserfordernis, § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b WindBG-NEU\r\nDie Feststellung der Eigenschaft als Beschleunigungsgebiete erfolgt nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b\r\nWindBG-NEU auf Antrag, um unnötige Feststellungsentscheidungen zu vermeiden. So ist sichergestellt, dass nur die Windenergiegebiete Gegenstand der Prüfung auf ihre Eigenschaft als Beschleunigungsgebiete werden, in denen zeitnah Vorhaben zugelassen werden sollen. Für bereits bebaute Gebiete entfällt damit die Überprüfung. In Anlehnung an § 6 ROG ist der Kreis der\r\nAntragsberechtigten begrenzt. Antragsberechtigt sind öffentliche Stellen oder Personen des Privatrechts, die die Anforderungen des Planes zu beachten haben. Antragsteller können danach\r\ndie Genehmigungsbehörden und natürlich private Träger von Vorhaben sein, deren Standort\r\ninnerhalb des jeweiligen Windenergiegebietes liegen.\r\n3 Die Frage am Rande aufwerfend M. Deutinger/T. Müller/F. Sailer, „Lücke“- Problematik(en) bei der Umsetzung\r\nder Beschleunigungsgebiete, Würzburger Berichte zum Umweltenergierecht Nr. 59 vom 12.06.2025, S. 6.\r\nSeite 20 von 20\r\nLiegt ein Antrag nach § 6a Abs. 3 Nr. 2 lit. b WindBG-NEU vor, hat die Überprüfung des Windenergiegebietes hinsichtlich der Anforderungen nach Art. 15c Abs. 1 und 2 RED III innerhalb von\r\ndrei Monaten nach Eingang des Antrages zu erfolgen. Damit wird effektives Verwaltungshandeln gefördert. So ist gewährleistet, dass Genehmigungsverfahren durch eine zeitnahe Entscheidung über die Eigenschaft des Windenergiegebietes als Beschleunigungsgebiet auch tatsächlich beschleunigt werden. Die drei Monate stellen sicher, dass erforderlichenfalls noch eine\r\n(vereinfachte) Öffentlichkeitsbeteiligung zu den Änderungen nach § 9 Abs. 5 ROG bzw. § 13\r\nAbs. 2 f. BauGB durchgeführt werden kann."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019101","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge für Gigabitstrategie und Glasfaserausbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/26/78/603503/Stellungnahme-Gutachten-SG2508180001.pdf","pdfPageCount":1,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nBDEW-Agenda für nachhaltige Gigabitversorgung\r\nVier Forderungen der Energie- und Wasserwirtschaft an die neue Bundesregierung\r\nAnlässlich der Vereidigung der neuen Bundesregierung aus CDU/CSU und SPD legt der Bundesverband\r\nder Energie- und Wasserwirtschaft vier zentrale Handlungsempfehlungen für den Ausbau und Betrieb\r\nvon Glasfasernetzen und Mobilfunkinfrastruktur vor. Aus Sicht unserer über 2100 Mitgliedsunternehmen, die in den vergangenen Jahren einen Großteil der Glasfasernetze in Deutschland realisiert haben,\r\nsind diese Schritte essenziell, um eine zukunftsfähige und resiliente elektronische Kommunikation zu\r\ngewährleisten. Diese ist für ein digitales Deutschland und das Gelingen der Energiewende unerlässlich.\r\nNeben der bisherigen Förderung des Glasfaserausbaus muss zunehmend die\r\nNachfrage in den Fokus rücken. Anschlussgutscheine sollten auf nationaler und\r\neuropäischer Ebene gefördert werden, um die geringe Quote aktiver Netzanschlüsse zu erhöhen. Das bestehende Glasfaserbereitstellungsentgelt kann zudem ein wichtiges Instrument für einen verstärkten Glasfaserausbau auf der Netzebene 4 sein. Angesichts gestiegener Herstellungskosten ist jedoch eine Erhöhung\r\nerforderlich.\r\nUm die Investitionen in den Glasfaserausbau zu sichern, braucht es eine Lösung\r\nbei dem volkswirtschaftlich schädlichen strategischen Überbau. Darüber hinaus\r\nist eine diskriminierungsfreie Ausgestaltung der Kupfer-Glas-Migration erforderlich, um zeitnah veraltete Kupfernetze abzuschalten und den zukünftigen Ausbau\r\nanzuregen. Dafür muss auch in zukünftigen europäischen Rechtsrahmen, wie dem\r\nDigital Networks Act, konsequent Marktvielfalt und Chancengleichheit gefördert\r\nwerden. Dies ist unerlässlich für Innovation und Wettbewerbsfähigkeit.\r\nGlasfasernetze sind kritische Infrastruktur und für deren Betrieb unerlässlich. Angesichts der aktuellen Gefährdungslage müssen Transparenzvorschriften für digitale Infrastrukturen und Sicherheitsregelungen zwingend Hand in Hand gehen und\r\nkonsistent sein. Daher bedarf es einer Weiterentwicklung des Infrastrukturatlas,\r\neinschließlich einer Dezentralisierung der Datenhaltung, eines eindeutigen Sicherheits- und Zugriffskonzepts bei der Bundesnetzagentur und Ausnahmen von\r\nDatenlieferungspflichten für KRITIS-Betreiber.\r\n\r\n\r\n\r\nNeue Regelungen für einen beschleunigten Gigabitausbau sollten schnellstmöglich und umfassend beschlossen werden. Bereits diskutierte Maßnahmen, wie die\r\nAnerkennung des „überragenden öffentlichen Interesses“ sowie verkürzte und\r\nvereinfachte Antrags- und Genehmigungsverfahren, müssen in die Realität umgesetzt werden. 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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, 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, 30. Juni 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\nOptionen zur\r\nNetzkostendämpfung\r\nSeite 2 von 8\r\nIn der neuen Legislatur gilt es, die Energiewende weiter voranzutreiben – aus Gründen der\r\nNachhaltigkeit, der Resilienz und der Wettbewerbsfähigkeit Deutschlands. Um langfristig den\r\nWirtschaftsstandort zu stärken und Akzeptanz zu sichern, ist der Blick auf die Kosten dabei unabdingbar. Mittel müssen sinnvoll und so effizient wie möglich eingesetzt werden. Darauf weisen verschiedene vorliegende Studien aus dem 1. Halbjahr 2025 richtigerweise hin. Hier kann\r\nund muss die künftige Bundesregierung die richtigen Weichen stellen. Wir brauchen den klaren Blick auf Kosteneffizienz, Systemintegration und Bürokratieabbau. Die Devise muss lauten:\r\nVernünftig planen, effizient umsetzen, Klimaschutz vorantreiben.\r\nEin bedarfsgerechter, schneller und kosteneffizienter Netzausbau ist daher zentral. Investitionen sind notwendig und mit Kosten verbunden, die sich auch in den Netzentgelten niederschlagen werden. Eine Senkung der Netzentgelte gegenüber dem Status Quo ist ohne Stützungsmaßnahmen aus dem Bundeshaushalt nicht zu erwarten. Aber auch die von der Bundesnetzagentur angestoßene Reform der Netzentgelte (AgNeS) könnte mit netzdienlichen Anreizen einen Beitrag leisten, den Anstieg der Netzkosten zu dämpfen. Gleichzeitig stehen Netzbetreiber, Politik und Regulierung gemeinsam in der Verantwortung, die für die Erreichung der\r\nKlimaziele und die sichere Versorgung notwendige Modernisierung und den Ausbau des\r\nStromnetzes kosteneffizient voranzutreiben und dabei die Netzkosten möglichst gering zu halten bzw. zusätzliche Kosten möglichst zu dämpfen. Bei der täglichen Arbeit am Ausbau und an\r\nder Ertüchtigung des Stromnetzes wenden die Netzbetreiber bereits heute eine Vielzahl an\r\nMaßnahmen an, um die Kosten bei Aufrechterhaltung einer hohen Versorgungsqualität zu minimieren.\r\nÜber die bestehenden Maßnahmen hinaus hat der BDEW weitere Spielräume identifiziert,\r\ndie den Anstieg der Netzkosten abdämpfen können, ohne dabei Einschnitte beim Tempo der\r\nNetzmodernisierung und des Netzausbaus in Kauf nehmen zu müssen. Das übergeordnete\r\nZiel beim Fortschreiten der Energiewende muss es sein, die Systemkosten zu mindern. Was\r\nnicht passieren darf, ist ein allgemeines cost-cutting oder ein Sparen an der falschen Stelle.\r\nDie Folge wäre eine schleichende Verschlechterung der Netzqualität – etwa, indem Ersatzinvestitionen nicht getätigt werden oder der Netzausbau verlangsamt wird. Damit dies nicht\r\npassiert, müssen einerseits das regulatorische Anreizsystem wettbewerbsfähig sein und andererseits an den richtigen Stellen zusätzliche Kosten vermieden werden.\r\nDamit diese Kostendämpfungspotenziale gehoben werden können, bedarf es angepasster\r\nrechtlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen. Das vorliegende Papier liefert einen\r\nÜberblick über Möglichkeiten, die zur Dämpfung der Netzkosten und zur Anpassung der dafür\r\nnotwendigen Rahmenbedingungen bestehen. Dabei ist klar, dass diese Maßnahmen den Anstieg der Netzkosten aufgrund der erweiterten Versorgungsaufgabe und den steigenden Kosten für Material und Personal nicht werden vollständig kompensieren können. Sie können\r\nSeite 3 von 8\r\naber den Weg zu Effizienzsteigerungen im Gesamtsystem ebnen, um den Anstieg der Netzkosten so gering wie möglich zu halten:\r\n› Eine wesentliche Maßnahme für eine Kostendämpfung beim Netzausbau sind weitere Beschleunigungen bei den Genehmigungsverfahren. Hier wurden in den vergangenen Jahren\r\ninsbesondere auf Höchst- und Hochspannungsebene bereits Fortschritte und Vereinfachungen erreicht. Weitere Schritte sind dennoch notwendig, um sich dem Tempo des EE-Ausbaus annähern zu können. Schnelle und vor allem einheitliche und standardisierte Genehmigungsverfahren sowie eine Vereinfachung des Genehmigungsrechts sind erforderlich,\r\num den Netzausbau auf allen Ebenen zu beschleunigen und operative Aufwände und damit\r\nBürokratie und Kosten der Genehmigungsverfahren zu minimieren. Wichtige Ansatzpunkte\r\nsind Erleichterungen bei der Umweltverträglichkeitsprüfung, wie die Freistellung von der\r\nUVP-Pflicht für weitere Anlagen insbesondere in der Hochspannung (110 kV), oder eine Flexibilisierung und Verringerung von Planfeststellungserfordernissen für solche Anlagen. Der\r\nBDEW hat zahlreiche Vorschläge in seinem Positionspapier „Ausbaubeschleunigung Stromverteilernetz Planungs- und zulassungsrechtliche Vorschläge für einen schnelleren Ausbau\r\ndes Verteilernetzes Strom” unterbreitet. Ein schneller Netzausbau ermöglicht vor allem\r\naber auch, die Kosten des Engpassmanagements/Redispatch auf ein effizientes Maß zu begrenzen.\r\n› Ein wichtiger Hebel zur Beschleunigung ist zudem die konsequente Anwendung und gegebenenfalls Ausweitung der Duldungspflichten gemäß § 11a und § 11b EEG auf alle Flächen.\r\nDie rechtssichere und umfassende Verankerung dieser Duldungspflichten stellt sicher, dass\r\nnotwendige Infrastrukturmaßnahmen zum Netzausbau ohne unnötige Verzögerungen\r\ndurch langwierige Einzelfallprüfungen umgesetzt werden können. Damit wird nicht nur die\r\nPlanungssicherheit erhöht, sondern auch eine deutliche Reduzierung der Verfahrensdauern\r\nund der damit verbundenen Kosten erreicht.\r\n› Gerade im Kontext der Energiewende ist ein umfassender Infrastrukturausbau notwendig.\r\nOhne die Bereitschaft der Bevölkerung, solche Maßnahmen zu dulden, sind diese Projekte\r\nallerdings gefährdet. Daher ist die gesellschaftliche Akzeptanz im Auge zu behalten, die im\r\nErgebnis zu schnellerer Umsetzung, geringerem Verwaltungsaufwand und stärkerer gesellschaftlicher Unterstützung für die Transformationsziele beiträgt.\r\n› Ein zentraler Investitionsbedarf besteht beim Ausbau der Stromverteilnetze darin, den\r\nHochlauf dezentral lokalisierter erneuerbarer Erzeugungskapazitäten und dezentral verorteter Verbraucher netzanschlussseitig zu begleiten. Hinzu kommt für das Höchst- und\r\nHochspannungsnetz die großräumige Verlagerung von Erzeugungsschwerpunkten – vom\r\nWesten und Süden mit konventionellen Kraftwerken in den Norden und Nordosten mit\r\nWindstromerzeugung bzw. Süden mit PV. Entsprechend können Anreize für eine Allokation\r\nSeite 4 von 8\r\nvon neuer EE-Erzeugung und Verbrauch den Netzausbau mit der Einbindung von EE-Erzeugungsanlagen und Verbrauchern auf bundesweiter sowie regionaler Ebene harmonisieren\r\nund zu einer Kostendämpfung beitragen. Hierbei muss weiterhin die gesamtgesellschaftliche Effizienz der Transformation im Mittelpunkt stehen. Um dies zu erreichen, könnten im\r\nersten Schritt Anreize wie Baukostenzuschüsse geschaffen werden, damit neue Großverbraucher und Erzeuger sich schwerpunktmäßig dort ansiedeln, wo die entsprechenden\r\nNetzkapazitäten bestehen bzw. absehbar ausgebaut werden und der Bezug bzw. die Abnahme von Strom standortnah möglich ist. Damit eine solche Synchronisierung praktisch\r\nerfolgen kann, müssen Netzanschlusskapazitäten transparent bekannt sein und gemeinsam\r\ngenutzt werden können. Dies sollte in den Flächenausweisungen und Netzausbauplänen\r\nBerücksichtigung finden. Zudem sollte die gemeinsame Realisierung von PV-Freiflächenanlagen und Windenergieanlagen auf derselben Fläche vereinfacht werden, damit auch tatsächlich eine gemeinsame Nutzung eines Netzanschlusses möglich ist. Der BDEW begrüßt\r\nvor diesem Hintergrund ausdrücklich den Projektstart von SyNEA in Baden-Württemberg,\r\nbei dem die Verzahnung von EE- und Netzausbauprojekten behördlicherseits koordinierend\r\nvorangetrieben wird.\r\n› Durch den beschleunigten Ausbau der Sektorkopplung, z.B. durch Power-to-Heat und\r\nPower-to-Gas, können Strommengen, die die üblichen Verbräuche oder/und Stromnetztransportkapazitäten übersteigen, in andere Infrastruktursysteme eingespeist werden.\r\nErzeugungsnahe Verbräuche in Engpasssituationen könnten von Netzentgelten und/oder\r\nNetzumlagen entlastet werden, wenn sie das Netz dauerhaft entlasten. Hierzu könnte als\r\nBeispiel das Instrument § 13k EnWG „Nutzen statt Abregeln“ vereinfacht und pragmatisch\r\nausgestaltet werden, sodass es auf dieses Ziel einzahlt. Auch andere Flexibilitätsoptionen,\r\nwie Stromspeicher, können durch ökonomische Anreize im Fall einer netzdienlichen Fahrweise zur Entlastung des Stromnetzes beitragen. Geprüft werden sollte zudem, wie eine\r\nbessere Einbindung flexibler Lasten ins Engpassmanagement zu einer effizienteren Engpassbehebung beitragen kann.\r\nDie Ziele der Energiewende lassen sich nur mit sehr hohen Kapazitäten von PV- und Windenergieanlagen erreichen. Daher wird es künftig für eine Übergangszeit immer häufiger\r\nund später in geringerem Maße Abregelungen und Ansteuerungen durch den Netzbetreiber geben. Hinzu kommen Phasen, in denen EE-Anlagen trotz guter Wetterbedingungen\r\nkeinen Strom produzieren, weil die Nachfrage nicht ausreicht und die Preise zu gering sind.\r\nZiel muss dennoch sein, erneuerbar erzeugten Strom so weit wie möglich effizient in das\r\nEnergiesystem zu integrieren.\r\n› Im Bereich der Netzbetriebsmittel können z.B. Freileitungen gegenüber Erdkabeln in Hochspannung oder Höchstspannung erheblich kostengünstiger gebaut werden. Wird unter\r\nSeite 5 von 8\r\nBerücksichtigung des bereits erreichten Planungsfortschritts sowie unter technischen und\r\nwirtschaftlichen sowie städtebaulichen Gesichtspunkten einem Bau von Freileitungen gegenüber Kabeln der Vorzug gegeben, sind mittelfristig Kostendämpfungen bei Netzkosten\r\nund Netzentgelten zu erwarten. Dabei ist eine eindeutige verbindliche Festlegung der technischen Alternative innerhalb eines Vorhabens wichtig. Technische Alternativen („oberirdisch wo möglich, unterirdisch wo nötig“) innerhalb eines Vorhabens sind abzulehnen und\r\nweder kostengünstiger noch technisch umsetzbar. Insbesondere mit Blick auf den künftigen Netzausbau können hier jetzt wichtige Weichen in Richtung Kosteneffizienz gestellt\r\nwerden. An bestehenden Kabelverlegungsvorhaben sollte jedoch aus zeitlichen Aspekten\r\nund Gründen der Effizienz festgehalten werden.\r\n› Technische Weiterentwicklungen können im Stromnetz zu Kosteneinsparungen führen. Ein\r\nBeispiel ist der zunehmende Einsatz von Hochtemperatur-Leiterseilen und Leiterseilmonitoring (LSM), die das Übertragungsvermögen maximieren und eine effizientere Nutzung der\r\nbestehenden Infrastruktur ermöglichen. Solche und andere technische Lösungen zur Kosteneinsparung ohne Qualitätsverluste müssen regulatorisch anerkannt und im besten Fall\r\ngefördert werden.\r\n› Kerngröße für die Netzkosten und die Netzentgelte ist der Ausbauumfang der Stromnetze.\r\nDabei ist es technisch und wirtschaftlich nachweisbar, dass der Netzausbau ad ultimo (also\r\nbis zum letzten potenziell bereitzustellenden Kilowatt) nicht das gesamtsystemische Optimum darstellt. Insbesondere sind Situationen zu vermeiden, in denen die zusätzlichen\r\nNetzkosten den daraus resultierenden Nutzen für den Netznutzer übersteigen. Der Netzausbau sollte auch langfristig durch Flexibilitätsanreize und Engpassmanagement-Maßnahmen ergänzt werden. Auch sollte der regulatorische Rahmen den Netzbetreibern kostengünstigere Alternativen zum Netzausbau ermöglichen, beispielsweise durch Regelungen\r\nfür Anreize zur netzdienlichen Flexibilitätsbereitstellung. Eine bestehende rechtliche Grundlage liefert § 14c EnWG, der zügig gemeinsam mit der Branche mit Leben zu füllen ist.\r\n› Als bereits konkrete Möglichkeit i.d.S. könnte die Spitzenkappung ohne Netzausbauverpflichtung nach § 11 Abs. 2 EnWG zum Regelfall erklärt werden. Verteilnetzbetreiber mit\r\nnennenswerter Erzeugungsleistung könnten so alternativ zum Netzausbau selten vorkommende Einspeisespitzen in gewissem Umfang und gerade in einer Übergangsphase kurativ\r\nabregeln, anstatt das Netz „bis zum letzten Kilowatt“ auszubauen. Auch hier muss unbedingt mit Augenmaß vorgegangen werden. Die gesamte jährliche Abregelungsmenge kann\r\ndabei weiterhin begrenzt werden, z.B. auf drei bis fünf Prozent der jährlichen Einspeisung\r\nje Anlage. Bei der technischen Ausgestaltung ist dabei essenziell, dass die Kappung lediglich\r\ndie Einspeisung ins Netz und nicht die Erzeugungsleistung der Anlagen begrenzt. Dadurch\r\nkönnen Anlagenbetreiber den Eigenverbrauch optimieren und verhindern, dass der\r\nSeite 6 von 8\r\nerzeugte erneuerbare Strom ungenutzt verloren geht. Grundvoraussetzung in der Niederspannung sind auch hierfür ein intelligentes Messystem (iMSys) und eine Steuerbox, sodass\r\nder Smart Meter Rollout ein unerlässlicher Bestandteil für die Netzstabilität und einen kosteneffizienten Netzbetrieb ist. Um die Einspeisesituation und den Netzzustand klarer beurteilen zu können, ist die weitere konsequente Digitalisierung der Verteilnetze erforderlich.\r\n› Netzanschlüsse für die Stromentnahme aus dem Netz werden in der Regel n-1-sicher errichtet. Netzanschlüsse, die stets n-1-sicher geplant sind, sind kostenintensiv. Im Sinne einer technischen, wirtschaftlichen und praktischen Abwägung könnten Netzanschlüsse für\r\nVerbraucher in Absprache mit dem Kunden (und verbunden mit entsprechenden Kosteneinsparungen auf Kundenseite) auch n-0-sicher geplant werden, ausgenommen Netzanschlüsse des Übertragungsnetzes. Abstriche bei der Ausfallsicherheit können hier mit einem Einsparpotenzial einhergehen und in diesem Fall in der Abwägung gerechtfertigt sein,\r\nwenn hierdurch die Nachfrage nach Netzkapazität reduziert wird. Eine optimierte Netzführung und flexible Netzanschlussverträge auf n-0-Basis bieten zusätzliche Flexibilität und\r\nKostenersparnisse. Eine n-0-sichere Netzplanung wäre auch im Interesse bestimmter Abnehmer, bei denen das Netzanschlusstempo wichtiger als die Versorgungssicherheit ist.\r\nDiesem Wunsch zu entsprechen, darf nicht zu Nachteilen in der Regulierung führen. Zudem\r\nist die Höherauslastung der Netze eine wichtige Grundlage, um Netzausbaukosten zu reduzieren und eine effizientere Nutzung der Netze zu ermöglichen. Eine Anpassung der Anwendung des n-1-Kriteriums kann somit Netzausbaubedarfe und damit Kosten und Netzausbauzeiten reduzieren und somit Anschlusszeiten für Projekte reduzieren. Zu beachten\r\nist allerdings, dass eine Öffnung für n-0-sichere Planung sich z.B. auf den SAIDI-Wert und\r\ndamit auf die Gesamtwahrnehmung der Versorgungssicherheit in Deutschland (negativ)\r\nauswirken kann. Daher ist abzuwägen, ob Kosteneinsparungen in diesem Bereich so signifikant sind, dass sie die möglichen negativen Folgewirkungen für die Wahrnehmung der Versorgungssicherheit des Wirtschaftsstandorts Deutschland übersteigen.\r\n› Im Offshore-Wind-Bereich hat der BDEW bereits im Januar 2025 verschiedene Maßnahmen\r\nvorgeschlagen, um die Offshore-Netzausbaukosten zu senken, ohne dabei die Ausbauambitionen maßgeblich einzuschränken. Dazu zählt u.a. ein stärkerer Fokus auf die Erträge und\r\neine geringere Bebauungsdichte bei der Flächenentwicklungsplanung; die Optimierung der\r\nbenötigten Seekabellängen durch häufiger „diagonale“ anstelle von „rechtwinkligen“ Trassenführungen sowie die Führung künftiger Seekabel mit Anlandung in Schleswig-Holstein\r\nüber den nördlichen Teil der AWZ (parallel zur SylWin1-Trasse) anstelle der aktuell vorgesehen Trassierung am Rande des Artillerieschießübungsgebiets (Einsparpotenzial von circa 3\r\nMrd. Euro, siehe Bericht der ÜNB vom 30.04.2025); der Einbezug von Offshore-ElektrolyseHubs zur Steigerung der Kosteneffizienz und Systemintegration beim Ausbau in der Zone 4\r\nSeite 7 von 8\r\nund 5 der AWZ; die Ermöglichung des Weiterbetriebs von Offshore-Windparks und -Netzanbindungssystemen über die ursprüngliche Laufzeit von 25 Jahren hinaus; sowie die\r\nÜberprüfung und Anpassung des ausschließlich in Deutschland existierenden 2 K-Kriterium,\r\num Netzkosten und -Ressourcen zu reduzieren.\r\n› Die Branche arbeitet kontinuierlich an Effizienzpotenzialen, die bereits heute ohne regulatorische oder rechtliche Veränderungen möglich sind. Hier sei das Thema Harmonisierung\r\nund Standardisierung besonders hervorgehoben. So arbeiten zum Beispiel zahlreiche Netzbetreiber zusammen, um ihre Kosten bei Netzbetriebsmitteln zu minimieren. Eine netzbetreiberübergreifende Harmonisierung von Betriebsmitteln kann, sofern dies technisch möglich und sinnvoll ist, Kostensenkungspotenziale heben, da u.a. Vereinheitlichungen zu sinkenden Beschaffungskosten führen und im Alltagsbetrieb weitere effizienzsteigernde Vereinfachungen realisiert werden. Die Harmonisierung von Netzbetriebsmitteln ist eine zentrale Aufgabe der Branche, der sie sich Netzbetreiber und Hersteller bereits angenommen\r\nhaben und gemeinsam vorantreiben. Der BDEW erarbeitet derzeit zudem einen Musterwortlaut für die technischen Anschlussbedingungen in der Mittelspannung und stellt bereits einen Musterwortlaut für die Niederspannung zur Verfügung. Dieser stößt auf weitreichende Akzeptanz.\r\n› Ein weiterer Aspekt, der in der Branche derzeit aktiv ausgestaltet und umgesetzt wird, betriff flexible Netzanschlussvereinbarungen. Der (zeitlich und regional bisher weitgehend nur\r\ndurch energieträgerspezifische Zielsetzungen, Planung und Genehmigung gesteuerte) Ausbaupfad von Windenergie und Photovoltaik sollte im Sinne der Netzdienlichkeit und der Reduzierung der volkswirtschaftlichen Kosten gerade auch mit einem realistischen Blick auf\r\ndie angenommenen Verbrauchsentwicklungen optimiert werden.Da die Erzeugungsprofile\r\nvon Wind- und Solarenergie im Tages- und Jahresverlauf stark komplementär sind, kann ein\r\nausgewogener Einspeisemix die Netznutzung deutlich effizienter gestalten. Der Netzausbau in PV-dominierten Regionen ist darauf ausgerichtet, die typischen Mittagsspitzen der\r\nPhotovoltaik abzuleiten. Diese ausgebaute Infrastruktur bietet jedoch in den übrigen Tagesund Jahreszeiten ungenutzte Netzkapazitäten, die für zusätzlichen Windstrom genutzt werden können. So entstehen wertvolle Synergien für einen netzdienlichen Ausbau erneuerbarer Energien. Die abgestimmte Planung von Wind- und Photovoltaikausbau ist ein wirksames Instrument, um den Anstieg der Netzausbaukosten in Regionen mit starkem Zubau erneuerbarer Energien zu begrenzen. Einen zentralen Ansatzpunkt stellt dabei die gezielte\r\n„Überbauung“ von Netzanschlusskapazitäten insbesondere durch ein Pooling von Windund Solaranlagen dar, wie im Rahmen der Energierechtsnovelle von Februar 2025 rechtlich\r\nbereits angelegt („flexible Netzanschlussvereinbarungen“). Dadurch können bestehende\r\nNetzanschlusskapazitäten künftig effizienter ausgelastet werden. Vorhabenträger für neue\r\nSeite 8 von 8\r\nWind- und PV-Projekte profitieren von Netzanschlüssen, die schneller und zu geringeren\r\nKosten realisiert werden können. Wichtig ist hierbei, dass flexible Netzanschlussvereinbarungen nach 8a EEG und insbesondere Modelle mit Überbauung auf Freiwilligkeit basieren\r\nund nicht zum Ausgangsmodell deklariert werden.\r\n› Nicht zuletzt ist die Digitalisierung der Netze sowie der gesamten Branche ein wesentliches Handlungsfeld, das durch alle Akteure aktiv ausgestaltet werden muss. Es braucht höhere Transparenz von Netzzuständen und stärker digitalisierte Prozesse. Diese können helfen, zielgerichteter Investitionen dahin zu steuern, wo Netzengpässe vorliegen und somit\r\nder Bedarf für Investitionen am dringlichsten ist. Die Digitalisierung ist Voraussetzung auch\r\ndie Netznutzung intelligenter zu gestalten, insbesondere nachfrageseitig und mit Blick auf\r\ndie Hebung des vorhandenen Flexibilitätspotenzials. So können Investitionen vor allem im\r\nVerteilnetz effizienter eingesetzt werden und die spezifischen Netzentgelte gedämpft werden. Es ist aber darauf hinzuweisen, dass für die erforderliche Digitalisierung beim Netzbetreiber auch Kosten anfallen. Insbesondere der Rollout von Smart Meter bildet hier ein\r\nwichtiges Fundament.\r\nFazit: Netzbetreiber handeln verantwortungsvoll und kostenbewusst – für Klimaziele und\r\nVersorgungssicherheit\r\nNetzbetreiber leisten bereits heute mit hoher Eigeninitiative und unter strengen Vorgaben einen entscheidenden Beitrag dazu, die Modernisierung und den Ausbau der Stromnetze effizient und kostenschonend voranzutreiben – ohne Abstriche bei der Versorgungssicherheit.\r\nDie vorliegenden Maßnahmen wurden identifiziert, um den Kostenanstieg zu bremsen. Dafür\r\nbraucht es verlässliche Rahmenbedingungen. Klar ist: Ein Sparen an der falschen Stelle gefährdet Erreichtes – deshalb setzen Netzbetreiber auf Effizienz anstelle des pauschalen Rotstiftes."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-06-30"},{"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019365","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) zur Einführung von CfDs und Optimierung des Offshore-Rechtsrahmens","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/30/f8/608789/Stellungnahme-Gutachten-SG2508190017.pdf","pdfPageCount":24,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"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, 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, 9. Juli 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\nVorschläge zur Novellierung des\r\nWindSeeG und des weiteren\r\nOffshore-Wind-Rechtsrahmens\r\nFür die Steigerung der Investitionssicherheit, Flexibilität und\r\nKosteneffizienz im Offshore-Wind-Ausbau\r\nSeite 2 von 24\r\nInhaltverzeichnis\r\nExecutive Summary..................................................................................................................3\r\n1 Das WindSeeG 2023 ist reformbedürftig ...........................................................................4\r\n2 Umstellung des Investitionsrahmens auf zweiseitige Contracts-for-Difference................5\r\n3 Optimierung des Offshore-Ausbaus zur Steigerung der Kosteneffizienz...........................7\r\n3.1 Reduktion der Bebauungsdichte, Fokus auf Energieerträge und Systemeffizienz ......7\r\n3.2 Grenzüberschreitende Flächenplanung und -Kooperation.........................................8\r\n4 Anpassung des Ausschreibungsdesigns.............................................................................9\r\n4.1 Akteursvielfalt und Skaleneffekte durch auch 1-GW-Flächen in Einklang bringen......9\r\n4.2 Wechsel zwischen den Flächen im Falle dynamischer Gebotsverfahren\r\nermöglichen............................................................................................................10\r\n4.3 Transparenz durch Veröffentlichung der bezuschlagten Gebote bei verdeckten\r\nGebotsverfahren mit qualitativen Kriterien.............................................................11\r\n4.4 Praxistaugliche Überarbeitung der qualitativen Zuschlagskriterien .........................12\r\n5 Realisierungsbedingungen anpassen für mehr Flexibilität beim Ausbau ........................12\r\n5.1 Anpassung der Realisierungsfristen.........................................................................13\r\n5.2 Pragmatische Anpassung der Regelungen zum Zuschlagswiderruf ..........................16\r\n5.3 Einführung einer gleitenden Pönalisierung für zukünftige Projekte .........................16\r\n5.4 Einführung eines Neuausschreibungsmechanismus für den unerwünschten Fall der\r\nNichtrealisierung eines OWP...................................................................................18\r\n6 Weiterbetrieb und verlängerte Laufzeiten ermöglichen .................................................20\r\n6.1 Weiterbetrieb bestehender und in Bau befindlicher Anlagen über ursprüngliche\r\nLaufzeit hinaus ermöglichen....................................................................................20\r\n6.2 Offshore-Windparks zukünftig direkt für 35 Jahre ausschreiben und genehmigen ..22\r\n7 Kombinierte Anschlusskonzepte für Offshore-Elektrolyse ermöglichen .........................23\r\nSeite 3 von 24\r\nExecutive Summary\r\nDer weitere Ausbau der Offshore-Windenergie spielt eine unverzichtbare Rolle in der Energiewende, insbesondere bei der Dekarbonisierung der Industrie, für die Versorgungssicherheit\r\nund den Klimaschutz insgesamt. Um die dafür notwendigen Investitionen in Offshore-Windparks, Offshore-Netzanbindungssysteme, sowie in Häfen- und Lieferkettenkapazitäten im benötigten Umfang weiterhin tätigen zu können, bedarf es aus Sicht des BDEW dringend einer\r\nReform des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) und des weiteren offshore-relevanten\r\nRechtrahmens. Dabei sollten folgende Maßnahmen umgesetzt werden:\r\n› Investitionsrahmen: Marktprämie durch zweiseitige Contracts-for-Difference (CfDs) ersetzen, um Investitionssicherheit zu gewährleisten und Ausschreibungsdesign zu reformieren.\r\n› Optimierung: Leistungsdichte gezielt reduzieren, um Abschattungseffekte zu senken und\r\nVolllaststunden zu erhöhen. Flächenplanung stärker am realen Energieertrag orientieren.\r\n› Europäische Kooperation: Klareres Mandat für konkrete Zusammenarbeit mit den Nachbarländern bei der Flächenplanung einführen. Grenzüberschreitende, radiale Anbindungen\r\nvon Flächen ermöglichen.\r\n› Ausschreibungen: Akteursvielfalt und Skaleneffekte in Einklang bringen, indem auch weiterhin 1-GW-Flächen (mit gemeinsamer Netzanbindung) ausgeschrieben werden.\r\n› Auktionen: Mehr Wechselmöglichkeiten und Transparenz im Verfahren ermöglichen. Qualitative Zuschlagskriterien anpassen.\r\n› Realisierung: Gesetzliche Fristen und Umsetzungsfahrplan praxistauglich machen.\r\n› Pönalisierung: Pflicht-Zuschlagswiderruf abschaffen. Gleitende Pönalisierung und Neuausschreibungsmechanismus einführen.\r\n› Laufzeiten: Weiterbetrieb bestehender Anlagen ermöglichen und neue Anlagen direkt für\r\n35 Jahre genehmigen, um Kosteneffizienz und Umweltverträglichkeit zu steigern.\r\n› Offshore-Elektrolyse: Kombinierte Anschlusskonzepte mit Seekabeln und Pipelines zeitnah\r\ngesetzlich ermöglichen. Die Technologie bei Offshore-Optimierung mitberücksichtigen.\r\nSeite 4 von 24\r\n1 Das WindSeeG 2023 ist reformbedürftig\r\nDas Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See (Windenergie-auf-SeeGesetz - WindSeeG) 2023 und der weitere offshore-relevante Rechtsrahmen (etwa die §§ 17d\r\nff. EnWG) müssen grundlegend weiterentwickelt werden, um den heutigen und künftigen Anforderungen des Offshore-Ausbaus gerecht zu werden. Das ursprüngliche WindSeeG aus dem\r\nJahr 2017 sowie dessen umfassende Novellierung im Jahr 2020 konnten zentrale Entwicklungen wie die heutige Systembelastung, die europäische Marktdynamik und neue technologische Optionen noch nicht berücksichtigen. Entsprechend besteht akuter Reformbedarf.\r\nDieser Reformbedarf wird durch neue europäische Vorgaben noch verstärkt, insbesondere\r\ndurch die EU-Strombinnenmarktreform (Verordnung (EU) 2024/1747) und EU-Net Zero Industry Act (NZIA) – Instrumente, die zum Teil andere Prioritäten setzen als das WindSeeG\r\n2023. Ein Abgleich der deutschen Gesetzeslogik mit den europäischen Zielen – etwa grenzüberschreitender Stromnetznutzung, Plattformkooperation und Offshore-Wasserstoffnetze –\r\nist dringend geboten. Die fortschreibende Gestaltung des Rechtsrahmens muss grundsätzlich\r\nunter der Maßgabe erfolgen, Komplexität und Bürokratie zu reduzieren sowie Kosteneffizienz,\r\nInvestitionssicherheit, Akteursvielfalt und Realisierungswahrscheinlichkeit zu stärken.\r\nMit dem geplanten Ausbau auf 70 GW Offshore-Wind bis 2045 leistet die Technologie einen\r\nzentralen Beitrag zur Klimaneutralität. Zugleich steigen mit der beschleunigten Umsetzung von\r\nFlächen, Netzanschlüssen und Umspannwerken, mit den zunehmenden Rohstoffpreisen und\r\nden limitierten Marktkapazitäten der Hersteller die Investitions- und Systemkosten erheblich.\r\nEine rein kapazitätsmengengetriebene Ausbaupolitik birgt das Risiko hoher spezifischer Infrastrukturkosten und sinkender Systemeffizienz. Die zentrale Frage ist daher nicht nur wie viel\r\nOffshore-Wind gebaut wird, sondern wie effizient – technisch, wirtschaftlich und systemisch.\r\nEffizienzorientierte Ausbaupfade sind dabei kein Gegensatz zum Ambitionsniveau, sondern\r\neine notwendige Grundlage für eine wirtschaftlich tragfähige Umsetzung. Mit strategischen\r\nOptimierungsmaßnahmen, wie z.B. die Reduktion der Bebauungsdichte, die Kooperation bei\r\nder Flächenplanung mit unseren Nachbarländern, eine volks- und betriebswirtschaftlich ausgewogen ausgestaltete Überbauung und Spitzenkappung, sowie eine system- und energieträgerübergreifende Planung, inklusive der Option der Offshore-Elektrolyse, können die Ausbauziele erreichbar, volkswirtschaftlich sinnvoll und für Netzkunden sowie die Industrie finanzierbar bleiben.\r\nZugleich sollte die Diskussion um Effizienz und Systemkosten nicht zur Absenkung der politischen Ambition führen: Das kurz- und mittelfristige Ausbauziel muss unabhängig von der gewählten Kennzahl (Leistung, Energieertrag), vom konkreten Standort (AWZ Deutschlands,\r\nNachbarländer) oder der Form des Energieabtransports (Strom, Wasserstoff) verlässlich\r\nSeite 5 von 24\r\nbleiben. Denn Klarheit, Planbarkeit, Kosteneffizienz und Investitionssicherheit sind Grundvoraussetzungen für eine leistungsfähige Offshore-Windindustrie in Deutschland und Europa.\r\n2 Umstellung des Investitionsrahmens auf zweiseitige Contracts-for-Difference\r\nGemäß der EU-Strombinnenmarktverordnung müssen direkte Preisstützungssysteme für Investitionen in Windenergie ab 17. Juli 2027 in Form zweiseitiger Differenzverträge (Contractsfor-Difference, CfDs) oder gleichwertiger Systeme mit Abschöpfungsmechanismus ausgestaltet sein (Art. 19d, Verordnung (EU) 2024/1747). Zugleich läuft die beihilferechtliche Genehmigung des EEG zum 31.12.2026 aus. Die derzeitige existierende gleitende Markprämie muss daher durch ein anderes Investitionsabsicherungsinstrument ersetzt werden.\r\nDer BDEW spricht sich in diesem Zusammenhang für die Einführung zweiseitiger Contractsfor-Difference (CfDs) für den Offshore-Wind-Ausbau aus, ohne dadurch die Möglichkeit eines PPA-finanzierten Ausbau einzuschränken. Die Einführung zweiseitiger CfDs ist aus Sicht\r\ndes BDEW notwendig, um die Investitionssicherheit dauerhaft zu erhalten, die Finanzierungskosten zu senken, wettbewerbsfähige Strompreise zu ermöglichen, sowie das derzeitige, laut\r\nStudien volkswirtschaftlich ineffiziente und risikobehaftete Ausschreibungsdesign (siehe u.a.\r\nenervis & SOW 2025) durch kompetitive CfD-Gebotsverfahren zu ersetzen. Zugleich werden\r\nzweiseitige CfDs auch dazu beitragen, den deutschen Offshore-Wind-Markt im europäischen\r\nVergleich dauerhaft attraktiv zu halten.\r\nMit Blick auf den Erhalt der Investitionssicherheit ist eine Umstellung auf zweiseitige CfDs erforderlich, weil Offshore-Windprojekte mit zunehmenden, schwer prognostizierbaren Preisund Mengenrisiken im Strommarkt konfrontiert sind. Zugleich haben sich die Projektkosten in\r\nden vergangenen Jahren erheblich erhöht. Treiber sind u. a. die allgemeine Inflation, gestiegene Kapitalkosten, Lieferengpässe, Rohstoff- und Versicherungskosten, Fachkräftemangel sowie zunehmender technischer Aufwand durch größere Projektvolumen, Entfernungen zur\r\nKüste, tiefere Standorte und komplexere Infrastruktur. Weitere Mehrkosten können entstehen durch die Einführung von Präqualifikations- und qualitativen Zuschlagskriterien gemäß\r\nNZIA, durch den EU-Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) sowie neue Sicherheitsanforderungen (siehe FEP 2025).\r\nAus Sicht des BDEW wird ein rein marktbasiertes Ausbau-Modell auf Basis von Power Purchase Agreements (PPAs) unter den derzeitigen Bedingungen wahrscheinlich nicht ausreichen,\r\num die Ausbauziele für Offshore-Wind in den kommenden Jahren vollständig zu erreichen und\r\ngleichzeitig die Investitionssicherheit und Akteursvielfalt zu erhalten.\r\nSeite 6 von 24\r\nFür die erfolgreiche Einführung von CfDs ist allerdings deren konkrete Ausgestaltung entscheidend:\r\n› Zweiseitige CfDs für Offshore-Windparks sollten aus Sicht des BDEW perspektivisch produktionsunabhängig ausgestaltet sein und mit einer Dauer von max. 20 Jahren ab Inbetriebnahme der Anlagen ausgeschrieben werden. Wie bereits in der BDEW-Stellungnahme\r\nzum BMWK-Papier „Strommarkt der Zukunft“ ausführlich dargestellt, muss das zukünftige\r\nFörderregime einen markteffizienten Anlageneinsatz anreizen und neue EE-Anlagen systemdienlich allokieren. Produktionsunabhängige Absicherungsinstrumente scheinen dafür\r\nlangfristig besser geeignet als produktionsabhängige. Daher unterstützt der BDEW als zukünftiges Absicherungsinstrument für den Offshore-Wind-Bereich die Wahl eines produktionsunabhängigen „financial CfD“, wie z.B. als Option 4 im BMWK-Papier (2024) dargestellt.\r\n› Dies setzt allerdings zwingend voraus, dass die Methodik der Referenzanlage bzw. des Referenzwerts möglichst einfach, praktikabel, standort- oder anlagenspezifisch und für die Realisierung von Neuanlagen risikoarm ausgestaltet ist. Die genaue Ausgestaltung sollte in\r\nZusammenarbeit mit der Branche erfolgen, um möglichst keine neuen Probleme zu schaffen, und sie sollte auch Abschattungseffekte miteinbeziehen. Die Referenzanlage muss\r\nauch deshalb sorgfältig definiert werden, um sicherzustellen, dass durch die Anwendung\r\nproduktionsunabhängiger CfDs nicht potenziell auch höhere Systemkosten entstehen könnten. Daher sollte in diesem Zusammenhang ein geeignetes Monitoring- und Sanktionierungssystem eingeführt werden.\r\n› Der zweiseitige CfD muss zudem eine geeignete Inflationsindexierung nach einem sektorspezifischem Erzeugerpreisindex oder einen branchenspezifischen Kostenindikator beinhalten, um die Projektentwicklung gegenüber unvorhersehbaren Kostensteigerungen adäquat abzusichern und die Finanzierungsfähigkeit der Projekte sicherzustellen. Angesichts\r\nder Zeitspanne zwischen der Zuschlagserteilung und der tatsächlichen Installation muss der\r\nCfD-Zuschlagswert die tatsächlichen Schwankungen bei Rohstoffpreisen, Inflation und Veränderungen der Materialkosten bis zur Errichtung berücksichtigen. Eine Indexierung am\r\nVerbraucherpreisindex (CPI), wie z.B. teilweise in Großbritannien umgesetzt, ist nur bedingt\r\ngeeignet, da sie nicht die tatsächliche Kostenentwicklung im Offshore-Wind-Sektor abbildet, insbesondere bei Turbinenpreisen, Stahl- und Kupferkosten, Installationsdienstleistungen, Seekabeln, Finanzierungskosten.\r\nTrotz der Umstellung auf CfDs sollte der marktgetriebene Offshore-Wind-Ausbau auch weiterhin erhalten bleiben (siehe auch EU-Strommarktreform). Dies kann z.B. durch die von\r\nAgora Energiewende vorgeschlagene serielle Struktur zur Kombination von zweiseitigen CfDs\r\nmit anteiliger Finanzierung durch PPAs in den Anfangsjahren des Windparks (als Teile eines\r\nSeite 7 von 24\r\nGebots)1\r\n, durch ein Zwei-Säulen-Modell (mit jeweils einer Ausschreibungsrunde für CfD- und\r\nPPA-Finanzierung) oder ein Zwei-Stufen-Modell sichergestellt werden. Die konkrete Ausgestaltung dieser möglichen Varianten sollte in Zusammenarbeit mit der Branche erfolgen.\r\nZudem müssen bei einer Umstellung auf zweiseitige CfDs unbedingt die Auswirkungen sowohl\r\nauf die Finanzierbarkeit der sich in der Entwicklung befindlichen Offshore-Windparks (OWP)\r\nals auch auf die Entwicklung der Offshore-Netzumlage adäquat berücksichtig werden.\r\n3 Optimierung des Offshore-Ausbaus zur Steigerung der Kosteneffizienz\r\nZusätzlich zur notwendigen Anpassung des Offshore-Investitionsrahmens sollte auch die Optimierung des Offshore-Ausbaus vorangetrieben werden, um die Kosteneffizienz zu erhöhen.\r\nDer BDEW hat hierzu gemeinsam mit dem Bundesverband der Windenergie Offshore (BWO)\r\nkonkrete Maßnahmenvorschläge im Januar 2025 veröffentlicht.\r\n3.1 Reduktion der Bebauungsdichte, Fokus auf Energieerträge und Systemeffizienz\r\nUm die Abschattungseffekte innerhalb der deutschen AWZ möglichst gering und die Volllaststunden sowie Kosteneffizienz des Ausbaus möglichst hoch zu halten, sollte die Bebauungsdichte in den noch nicht vergebenen Flächen reduziert werden. Die im Anhang 3 des FEP 2025\r\nvorgeschlagene Leistungsdichte von regelmäßig deutlich unter 10 MW/km² halten wir insbesondere in Zone 4 und 5 derzeit für sachgerecht. Durch eine solche optimierte Planung können die Volllaststunden erhöht und die Stromproduktion in besonders werthaltigen Schwachwindzeiten verbessert werden.\r\nZudem sollten bei der Flächenausweisung die tatsächlich erzielbaren standortspezifischen\r\nEnergieerträge in Terawattstunden stärker gewichtet werden als die reine Nennleistung sowie ein Wechsel auf kostenoptimierte Ertragsziele im WindSeeG geprüft werden. Ein solcher\r\nPerspektivwechsel schafft eine notwendige Voraussetzung für die weitere volkswirtschaftliche\r\nOptimierung der Flächenplanung.\r\n1 Agora Energiewende (2025, S. 30 f): Ein neues Investitionsinstrument für Wind- und Solaranlagen. Wie marktliche Anreize und staatliche Absicherung den Weg in ein klimaneutrales Stromsystem ebnen können.\r\nhttps://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2024/2024-12_DE_Markt%C3%B6ffnender_CfD/AEW_356_Investitionsinstrument_Wind_Solaranlagen_WEB.pdf\r\nSeite 8 von 24\r\n3.2 Grenzüberschreitende Flächenplanung und -Kooperation\r\nUm die Abschattungseffekte zwischen den AWZs der Nord- und Ostseeanrainerstaaten möglichst gering zu halten und „eine erzeugungsoptimale Flächenkulissen zu entwickeln“, wie es\r\nim Koalitionsvertrag 2025 als Ziel genannt wurde, sollten die zuständigen deutschen Behörden\r\nein klareres gesetzliches 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 einer engeren Kooperation, um grenzüberschreitende negative Effekte zu minimieren und positive zu maximieren. Studien belegen, dass eine\r\nstärkere Zusammenarbeit Abschattungseffekte reduzieren, Seekabellängen einsparen und\r\nUmweltauswirkungen verringern kann (etwa Elia Group, 2024; Offshore TSO Collaboration\r\n2025). Hierzu sollten auch die Vorgaben der Maritime Spatial Directive umfassend umgesetzt\r\nwerden und die Initiativen in den Regionen bzw. Offshore Priority Corridors, u.a. NSEC (OTC)\r\nund BEMIP (BOGI), stärker berücksichtigt werden.\r\nNeben der Kooperation bei der Flächenplanung (und Entwicklung von hybriden Interkonnektoren) sollte die Bundesregierung Gespräche mit den Nachbarländern – insbesondere\r\nmit Dänemark und den Niederlanden (und evtl. auch Norwegen) – über die Möglichkeit der\r\nradialen, grenzüberschreitenden Anbindung von dortigen Flächen aufnehmen bzw. intensivieren sowie die konkrete Umsetzbarkeit prüfen. In den Ländern besteht ein deutlich günstigeres Verhältnis zwischen Offshore-Erzeugungspotenzial und eigenem Energiebedarf als in\r\nDeutschland. Im Falle einer solchen „radialen“ Kooperation könnten die Länder dann – etwa\r\nper Staatsvertrag – von den Ausschreibungserlösen in Deutschland oder anderen Kompensationsformen für die Flächen profitieren. Diese Maßnahme ist weniger komplex als hybride Projekte und sollte diese ergänzen. Durch eine solche Kooperation können Abschattungseffekte\r\nim Nord- und Ostseeraum insgesamt reduziert und die Erträge optimiert werden.\r\nBei der Realisierung der Kooperation sollten die in der dänischen oder niederländischen AWZ\r\nbefindlichen Offshore-Windparks mit unmittelbarem Anschluss an das deutsche Stromnetz auf\r\ndie deutschen Ausbauziele angerechnet werden können, wie bereits nach § 5 Absatz 2 EEG\r\ngrundsätzlich möglich ist. Diese Anrechenbarkeit könnte zudem durch eine Anpassung des § 1\r\nAbs. 2 WindSeeG 2023 konkretisiert werden.\r\nAus Sicht des BDEW sollten alle in Kapitel 3.1 und 3.2 genannten Maßnahmen unter anderem\r\nin § 1 und § 4 des WindSeeG 2023 und etwaige neue Begriffsdefinitionen in § 3 WindSeeG\r\n2023 und entsprechend im EnWG, wo sinnvoll, aufgenommen werden. Zudem sollten die\r\nMaßnahmen in die Fortschreibungen des Flächenentwicklungsplan (FEP) und Netzentwicklungsplan (NEP) einfließen.\r\nSeite 9 von 24\r\n4 Anpassung des Ausschreibungsdesigns\r\n4.1 Akteursvielfalt und Skaleneffekte durch auch 1-GW-Flächen in Einklang bringen\r\nDie Akteursvielfalt im deutschen Offshore-Wind-Sektor ist bisher im Vergleich zu anderen wesentlichen Offshore-Wind-Märkten groß, und auch die Ausschreibungsrunden der Jahre 2023\r\nund 2024 haben insgesamt fünf verschiedene Gewinner hervorgebracht. Diese Vielfalt der Akteure ist sehr wichtig für den Wettbewerb im Sektor und die erfolgreiche Realisierung des\r\nOffshore-Wind-Ausbaus. Sie verteilt das Risiko auf mehrere Schultern und sorgt für mehr Akzeptanz. Daher ist es von großer Bedeutung, dass auch weiterhin mehrere Unternehmen oder\r\nZusammenschlüsse von Unternehmen Zuschläge in den beiden jährlichen Ausschreibungsrunden erhalten können und dass nicht – wie bisher geplant – lediglich zwei Flächen pro Jahr mit\r\njeweils 2 GW ab 2027 vergeben werden.\r\nDaher sollten aus Sicht des BDEW ab 2026 statt ausschließlich 2-GW-Flächen auch 1-GW-Flächen mit geringerer Leistungsdichte und gemeinsamer, zeitlich koordinierter Anbindung an\r\n2-GW-Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) vergeben werden – ohne bestehende Planungen zu beeinträchtigen. Voraussetzung dafür ist, dass diese „kleineren“ Flächen zeitlich koordiniert ausgeschrieben, entwickelt und in Betrieb genommen werden, um eine effiziente Anbindung an und Auslastung der 2-GW-ONAS sicherzustellen. Zudem sollte bei der Umsetzung\r\ndieses Vorschlags ein Umstellungszeitraum berücksichtigt werden, um bereits laufende ONASund OWP-Planungen nicht zu beinträchtigen.\r\nDie Aufteilung des Ausschreibungsvolumens in auch mindestens 1-GW-Flächen bietet im derzeitigen System die Grundlage dafür, dass mehrere Unternehmen oder Konsortien in den jeweiligen Ausschreibungsrunden Flächen erwerben können sowie Akteursvielfalt und Wettbewerb erhalten bleiben. Gleichzeitig sind auch bei 1-GW-Flächen ausreichend Skaleneffekte zu\r\nerwarten. Unter anderem aus diesen Gründen vergeben auch die Niederlande und Dänemark\r\nderzeit vor allem 1-GW-Flächen.\r\nDer BDEW schlägt zur Umsetzung der Maßnahme folgende Anpassungen in § 2a WindSeeG\r\n2023 vor:\r\n„§ 2a Ausschreibungsvolumen, Verteilung auf Gebotstermine\r\n(2) Das Ausschreibungsvolumen nach Absatz 1 wird beginnend mit dem Jahr 2027 grundsätzlich zur Hälfte auf die zentral voruntersuchten Flächen und zur Hälfte auf die nicht zentral voruntersuchten Flächen sowie pro Ausschreibung auf mehrere Flächen verteilt. Die zur\r\nAusschreibung kommenden Flächen sollen dabei grundsätzlich jeweils eine zu installierende\r\nLeistung von 1000500 bis 2000 Megawatt erlauben.“\r\nSeite 10 von 24\r\nGleichzeitig sollte im FEP eine Gleichverteilung des jährlichen Ausschreibungsvolumens bzw.\r\nder Flächen auf die verschiedenen Flächenkategorien angestrebt werden.\r\n4.2 Wechsel zwischen den Flächen im Falle dynamischer Gebotsverfahren ermöglichen\r\nFalls es auch im künftigen Ausschreibungsdesign noch dynamische Gebotsverfahren zur\r\ngleichzeitigen Vergabe mehrerer Flächen gibt, dann sollte zur Steigerung der Effizienz, Flexibilität und des Handlungsspielraums für die Bieter Wechsel zwischen den Flächen ermöglicht\r\nwerden.\r\nMit Bezug auf das bestehende Ausschreibungsdesign plädiert der BDEW dafür, dass das dynamische Gebotsverfahren auf nicht zentral voruntersuchten Flächen dahingehend angepasst\r\nwird, dass Bieter durch die Einführung von „Gebotsrundenpunkten\" zwischen den einzelnen\r\nGebotsrunden zwischen den verfügbaren Flächen wechseln können. Gleichzeitig ist volle\r\nTransparenz über die Anzahl der Bieter und die Gebote in jeder Runde zu gewährleisten. Dieser Mechanismus ist in mehrstufigen Gebotsverfahren und damit unter aktuellen Gegebenheiten nur auf die nicht zentral voruntersuchten Flächen anwendbar.\r\nUm zusätzlich zu einer Zuschlagsbegrenzung die Allokationseffizienz weiter zu steigern, sollte\r\nes Bietern möglich sein, ihre Zahlungsbereitschaft über die gesamte Auktion auszuspielen, unabhängig von der Gebotsentwicklung einzelner, individueller Flächen in der Auktion. Das bedeutet, dass ein Bieter stets nur einen Gebotsrundenpunkt hat, welchen er auf die Fläche \"legen\" kann, auf welche er in der Gebotsrunde zu bieten denkt. In der nächsten Gebotsrunde\r\nkann dieser Punkt für eine andere Fläche verwendet werden, womit der \"Wechsel\" zwischen\r\nFlächen ermöglicht ist. Nutzt ein Bieter den Punkt in einer Runde nicht, scheidet er aus dem\r\nGebotsverfahren aus.\r\nDurch mehr Information für die Bieter (Anzahl und Höhe der Gebote auf allen zur Auktion stehenden Flächen) und größeren Handlungsspielraum (Wechsel der Gebote zwischen den Flächen) wird deren Gebotsverhalten effizienter und damit die Allokationseffizienz gesteigert.\r\nDabei wird die Unsicherheit im Gebotsverfahren reduziert. Zudem wird das Risiko für den sogenannten „Winner‘s Curse“ effektiv begrenzt, während sichergestellt werden kann, dass der\r\nBieter mit der jeweils höchsten Zahlungsbereitschaft bzw. niedrigstem Kostenniveau einen\r\nentsprechenden Zuschlag erhält.\r\nZur Umsetzung der Wechselmöglichkeit in dynamischen Gebotsverfahren fordert der BDEW\r\ndie Einfügung eines neuen Absatzes 5 in § 21 WindSeeG 2023 vor:\r\n„(5) Die Bieter sind berechtigt, im Zuge des Angebotsverfahrens zwischen den angebotenen Flächen zu wechseln.“\r\nSeite 11 von 24\r\nDer bisherige Absatz 5 wird zu einem neuen Absatz 6 in § 21 WindSeeG 2023. Die Nummerierung der darauffolgenden Absätze in § 21 WindSeeG 2023 ist entsprechend anzupassen.\r\n4.3 Transparenz durch Veröffentlichung der bezuschlagten Gebote bei verdeckten Gebotsverfahren mit qualitativen Kriterien\r\nIm derzeitigen Ausschreibungsdesign (für zentral voruntersuchten Flächen) und in möglichen\r\nkünftigen Designs sollten bei verdeckten Gebotsverfahren mit qualitativen Bewertungspunkten/Kriterien die Gebote der Auktionsgewinner im Sinne der Transparenz und des Informationsbedürfnisses aller Marktteilnehmer veröffentlicht werden. Dabei sollten sowohl die Höhe\r\ndes Gebotswerts als auch die Angaben zu qualitativen Kriterien Beachtung finden. Zudem sollten alle teilnehmenden Bieter Informationen zur erreichten Anzahl von Bewertungspunkten\r\nund die Anzahl der Bewertungspunkte des bezuschlagten Bieters zugestellt bekommen.\r\nDer BDEW schlägt daher mit Bezug auf das derzeitige Ausschreibungsdesign vor, einen neuen\r\nAbsatz 1b in § 35 EEG 2023 hinzuzufügen:\r\n„(1) Die Bundesnetzagentur gibt die Zuschläge mit den folgenden Angaben auf ihrer Internetseite bekannt:\r\n[…]\r\n„(1b) Bei Ausschreibungen von zentral voruntersuchten Flächen für Windenergieanlagen\r\nauf See sind zusätzlich die Angaben des finanziellen Gebotes nach § 53 Absatz 1 Satz 1 Nr.\r\n1 Windenergie-auf-See-Gesetz WindSeeG sowie die Angaben nach § 53 Absatz 1 Satz 1\r\nNr. 2 bis 5 Windenergie-auf-See-Gesetz WindSeeG des bezuschlagten Bieters bekannt zu\r\ngeben.“\r\nZudem wäre zu erwägen, einen neuen Satz 2 in § 54 Absatz 1 WindSeeG 2023 einzufügen:\r\n„(1) Die zuständige Stelle führt bei jeder Ausschreibung das folgende Verfahren durch:\r\n1. sie öffnet die fristgerecht eingegangenen Gebote nach dem Gebotstermin,\r\n2. sie prüft die Zulässigkeit der Gebote nach § 51,\r\n3. sie bewertet die Gebote nach § 53,\r\n4. sie sortiert die Gebote entsprechend der erreichten Gesamtpunktzahl nach § 53 in absteigender Reihenfolge, beginnend mit dem Gebot mit der höchsten Bewertungspunktzahl, und\r\n5. sie erteilt spätestens vier Monate nach dem Gebotstermin für die jeweilige Fläche dem\r\nGebot mit der höchsten Bewertungspunktzahl den Zuschlag.\r\nSeite 12 von 24\r\nZusätzlich sind den teilnehmenden Bietern ihre Bewertungspunkte ihrer Angaben zu qualitativen Kriterien für Auktionen auf zentral voruntersuchten Seegebieten bekannt zu geben.\r\nDer Zuschlag wird erteilt unter dem Vorbehalt des Widerrufs nach § 82 Absatz 3 und unter\r\nder auflösenden Bedingung der nicht fristgemäßen Hinterlegung der Sicherheit nach § 52\r\nAbsatz 2 Satz 2.“\r\n4.4 Praxistaugliche Überarbeitung der qualitativen Zuschlagskriterien\r\nDie bislang genutzten qualitativen Kriterien im WindSeeG 2023 ermöglichen keine klare Differenzierung (z.B. Grünstromnutzung oder Gründungstechnologie), sind nicht nutzbar (z.B. grüner Wasserstoff), oder sehr komplex und nicht zielführend (z.B. Azubikriterium). Insgesamt\r\nwird durch die Auswahl der bisherigen, bei zentral voruntersuchten Flächen genutzten, Kriterien das eigentliche Potenzial eines qualitativen Kriterienkatalogs nicht genutzt, da die hier definierten Kriterien keinen wirklichen Beitrag dazu leisten, Offshore-Windparks zu optimieren,\r\nund nur bedingt technische und kommerzielle Entwicklungen anreizen.\r\nDaher sind die bestehenden qualitativen Kriterien im Offshore-Wind-Bereich nach § 53 Absatz 1 WindSeeG 2023 im Rahmen der nationalen Umsetzung des Net-Zero Industry Acts zu\r\nreformieren. Ziel dabei muss es sein, dass die zukünftigen Kriterien (in Form von Präqualifikations- und/oder qualitativen Zuschlagskriterien) eine klare Differenzierung ermöglichen, pragmatisch anwendbar, diskriminierungsfrei und zielführend sind. Zudem müssen die NZIA-Kriterien so umgesetzt werden, dass sie den Offshore-Wind-Ausbau nicht durch zusätzliche Kostensteigerungen, Markteintrittsbarrieren und Unsicherheiten ausbremsen. Es muss bei jedem Kriterium klar definiert werden, welchem weiteren Ziel (Resilienz, Arbeitsplätze, Nachhaltigkeit\r\netc.) es dienen soll und in welcher Weise es geeignet ist, auf dieses Ziel einzuzahlen. Bei der\r\nkonkreten Umsetzung der NZIA-Kriterien sollte die Branche unbedingt mit einbezogen werden, siehe Stellungnahme des BDEW zum NZIA.\r\n5 Realisierungsbedingungen anpassen für mehr Flexibilität beim Ausbau\r\nMit dem Übergang zu Offshore-Windparks von erstmals über 1 bis 2 GW sowie neuen 2-GWONAS steigen die technischen, logistischen und regulatorischen Anforderungen deutlich. Die\r\nRealisierungsbedingungen des WindSeeG 2023 werden dieser neuen Größenordnung nicht gerecht: Sie basieren auf einem Regelungsverständnis kleinerer Projekte und bieten zu wenig\r\nFlexibilität bei Verzögerungen, Lieferabhängigkeiten und komplexen Inbetriebnahmen.\r\nBereits geringfügige Abweichungen führen zu harten Sanktionen, ohne die Realitäten großskaliger Offshore-Projekte angemessen zu berücksichtigen. Ein moderner Rechtsrahmen muss\r\nSeite 13 von 24\r\nmehr Flexibilität zulassen, ohne die Verlässlichkeit der Ausbauplanung zu gefährden – und so\r\nPlanungs- und Investitionssicherheit nachhaltig stärken. Daher schlägt der BDEW gezielte Anpassungen der Realisierungsfristen, des Zuschlagswiderrufs, der Pönalisierung sowie im unerwünschten Fall einer Projektnichtrealisierung vor.\r\n5.1 Anpassung der Realisierungsfristen\r\nUm die ambitionierten Offshore-Wind-Ausbauziele erreichen zu können, besteht aus Sicht des\r\nBDEW dringender Anpassungsbedarf an den gesetzlichen Vorgaben zu den Realisierungsfristen nach § 81 WindSeeG 2023 und § 17d EnWG.\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 2023 ist der bezuschlagte Bieter verpflichtet, spätestens zum VFT gegenüber der Bundesnetzagentur (BNetzA) den Nachweis zu erbringen, dass\r\ndie technische Betriebsbereitschaft von mind. einer Windenergieanlage (WEA) einschließlich\r\nder zughörigen parkinternen Verkabelung hergestellt worden ist. Innerhalb von sechs Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin muss nach § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG 2023 zudem ein Nachweis gegenüber der BNetzA erbracht werden, dass die technische\r\nBetriebsbereitschaft des OWP insgesamt hergestellt worden ist (mindestens zu 95 % der bezuschlagten Gebotsmenge).\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\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\nSeite 14 von 24\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\nDer BDEW schlägt daher vor, folgende Vorgaben für den Realisierungsfahrplan in § 17d Abs.\r\n2 EnWG gesetzlich mitaufzunehmen: Die für die Parametrierungstests technisch notwendige\r\nLeistungsschwelle von 30 % der gesamten Leistung des Windparks2\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 Vergleich 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 2023 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\n2 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\nSeite 15 von 24\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 hat\r\nder anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber mit den Betreibern der Windenergieanlage auf See, die gemäß den §§ 20, 21, 34 oder 54 des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\neinen Zuschlag erhalten haben, einen Realisierungsfahrplan abzustimmen, der die zeitliche\r\nAbfolge für die einzelnen Schritte zur Errichtung der Windenergieanlage auf See und zur\r\nHerstellung des Netzanschlusses enthält. Der Realisierungsfahrplan soll regeln, dass sechs\r\nWochen vor dem verbindlich gewordenen voraussichtlichen Fertigstellungstermin Windenergieanlagen auf See im Umfang von mindestens 30 % der bezuschlagten Gebotsmenge\r\neinschließlich der dazugehörigen parkinternen Verkabelung sowie der für die Anbindung\r\nan das Netzanbindungssystem notwendigen OWP-Komponenten installiert sein sollen.\r\nDer Realisierungsfahrplan soll auch regeln, dass dem Betreiber der Windenergieanlagen\r\nauf See möglichst sechs Monate vor dem voraussichtlichen Fertigstellungstermin der Beginn des Kabeleinzugs ermöglicht werden soll. Zudem Dabei sind die Fristen zur Realisierung der Windenergieanlage auf See gemäß § 81 des Windenergie-auf-See-Gesetzes und\r\ndie Vorgaben gemäß § 5 Absatz 1 Nummer 4 des Windenergie-auf-See-Gesetzes im Flächenentwicklungsplan zu berücksichtigen. […]“\r\nDamit verbunden sollte folgende Anpassung des § 81 Abs. 2 Satz 1 Nr. 5 WindSeeG 2023 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 Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen mindestens zu\r\n95 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\r\nSeite 16 von 24\r\nBetriebsbereitschaft der Windenergieanlagen auf See insgesamt hergestellt worden ist;\r\ndiese Anforderung ist erfüllt, wenn die installierte Leistung der betriebsbereiten Anlagen\r\nmindestens zu 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 2026\r\nausgeschriebenen Flächen greifen, um möglichst schnell zur Entwicklung der 2-GW-ONAS und\r\n-OWPs positiv beizutragen.\r\n5.2 Pragmatische Anpassung der Regelungen zum Zuschlagswiderruf\r\nEntsprechend der aktuellen Regelung des § 82 Abs. 3 WindSeeG 2023 folgt derzeit bei jeglichen Fristüberschreitungen (bspw. beim Finanzierungsnachweise) ein verpflichtender Zuschlagswiderruf. Dies hätte nicht nur für den jeweiligen Projektentwickler drastische Konsequenzen, sondern würde durch erforderliche Neuausschreibungen zu erheblichen Zeitverzögerungen und mithin zum Verfehlen der Erreichung des 2030-Ziels (30 GW) führen.\r\nDie Regelungen in den §§ 81 ff. WindSeeG 2023 über die Realisierungsfristen und Sanktionen\r\nbei Nichteinhaltung für die Entwickler sind derzeit „tagesscharf“. Wenn eine der Fristen um\r\neinen Tag überschritten wird, ist das Projekt zu entziehen. Der BDEW fordert den automatischen Pflicht-Zuschlagsentzug gem. § 82 Abs. 3 WindSeeG 2023 in eine „Kann“-Regelung bzw.\r\nEinzelfallprüfung umzuwandeln.\r\n§ 82 Abs. 3 WindSeeG 2023 sollte daher wie folgt angepasst werden:\r\n„(3) Unbeschadet der Pönale nach den Absätzen 1, 2 und 2a muss kann die Bundesnetzagentur einen Zuschlag widerrufen, wenn der bezuschlagte Bieter eine der folgenden Fristen\r\nnicht einhält:\r\n1. die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 1,\r\n2. die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 2 oder\r\n3. die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 5.\r\nIn den Fällen nach Satz 1 Nummer 3 erfolgt der Widerruf eines Zuschlags in dem Umfang,\r\nder sich aus der Differenz der bezuschlagten Gebotsmenge und der installierten Leistung der\r\nbetriebsbereiten Windenergieanlagen auf See ergibt.“\r\n5.3 Einführung einer gleitenden Pönalisierung für zukünftige Projekte\r\nZusätzlich zum Pflicht-Zuschlagswiderruf werden die Pönalen nach derzeitiger Gesetzeslage\r\nnach § 82 WindSeeG 2023 direkt zur tagesscharfen Frist in vollständiger Höhe fällig. Diese Verfahrensweise steht im Gegensatz zu üblichen Pönalisierungsregeln in privatwirtschaftlichen\r\nSeite 17 von 24\r\nVertragsverhältnissen und auch zur stufenweisen Pönalisierung im § 55 Abs. 1 EEG. Im Gegensatz zu anderen, durch das EEG geförderten Technologien, wo die Pönalisierung vor allem an\r\nden Zeitpunkt der Inbetriebnahme geknüpft ist, sind im WindSeeG 2023 mehrere Meilensteine auf dem Weg zur Projektrealisierung verankert, bei denen ein Zeitverzug nicht gleichbedeutend mit einer späteren Nichtrealisierung ist. Es ist daher nicht ersichtlich, warum beispielsweise bei einem verspäteten Einreichen der Planunterlagen oder einem verspäteten\r\nVorliegen des Finanzierungsnachweises unmittelbar ein vollständiger Verlust der Sicherheitsleistung und des Zuschlages erfolgen muss.\r\nDie aktuelle Regelung betrifft vor allem Entwickler, die Offshore-Windparks bauen möchten,\r\naber aufgrund verschiedener Umstände, wie z.B. Lieferkettenengpässen, Verzögerungen erleben. Schon kleinste Verspätungen werden dann maximal bestraft, was weder fair noch im Interesse der Volkswirtschaft ist, da diese Risiken bereits bei der Gebotsabgabe von den Entwicklern berücksichtigt werden. Die Ausnahmeregelung von Sanktionen in § 83 WindSeeG\r\n2023 kann diese Ungerechtigkeit nicht ausgleichen, da die Anforderungen für Entwickler sehr\r\nhoch sind.\r\nStatt tagesscharfer, vollständig zu leistender Pönalien fordert der BDEW die Einführung einer\r\ngleitenden Ausgestaltung der Pönalien, die der Komplexität der Projekte besser gerecht wird\r\nund verhältnismäßig ist.\r\nWir schlagen vor, dass die Pönalisierung auf Tages- bzw. Wochenbasis über einen Zeitraum\r\nproportional zum jeweiligen Erbringungszeitraum des Meilensteins nach § 81 Abs. 2 WindSeeG 2023 bis zum Erreichen der vollen Pönalenhöhe anwachsen sollte. Eine tage- bzw. wochenweise Erhöhung der Pönale entspricht den Regelungen des allgemeinen Wirtschaftswesen und wird auch in anderen Sektoren bei Bauprojekten angewandt.\r\nDementsprechend sollte § 82 WindSeeG 2023 wie folgt angepasst werden:\r\n„(1) Bezuschlagte Bieter müssen an den regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber\r\neine stufenweise ansteigende Pönale leisten, wenn sie gegen die Fristen nach § 81 Absatz 2\r\nverstoßen.\r\n(2) Die Höhe der Pönale nach § 55 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes entspricht\r\n1. bei Verstößen gegen die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 1 100 0,5 Prozent der nach §\r\n18 Absatz 1, § 32 oder § 52 Absatz 1 zu leistenden Sicherheit für jeden Kalendertag, in dem\r\ndie Vorgaben nach § 81 Absatz 2 Nummer 1 nicht eingehalten worden sind,\r\n2. bei Verstößen gegen die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 2 100 0,5 Prozent der verbleibenden nach § 18 Absatz 1, § 32 oder § 52 Absatz 1 zu leistenden Sicherheit für jeden\r\nSeite 18 von 24\r\nKalendertag, in dem die Vorgaben nach § 81 Absatz 2 Nummer 2 nicht eingehalten worden sind,\r\n3. bei Verstößen gegen die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 3 70 1 Prozent der verbleibenden nach § 18 Absatz 1, § 32 oder § 52 Absatz 1 zu leistenden Sicherheit für jeden Kalendertag, in dem die Vorgaben nach § 81 Absatz 2 Nummer 3 nicht eingehalten worden\r\nsind,\r\n4. bei Verstößen gegen die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 4 einem Zwölftel der verbleibenden nach § 18 Absatz 1, § 32 oder § 52 Absatz 1 zu leistenden Sicherheit für jeden Kalendermonat, in dem nicht die technische Betriebsbereitschaft mindestens einer Windenergieanlage auf See hergestellt worden ist, und\r\n5. bei Verstößen gegen die Frist nach § 81 Absatz 2 Nummer 5 dem Wert, der sich aus\r\ndem Betrag der verbleibenden nach § 18 Absatz 1, § 32 oder § 52 Absatz 1 zu leistenden Sicherheit multipliziert mit dem Quotienten aus der installierten Leistung der nicht betriebsbereiten Windenergieanlagen und der bezuschlagten Gebotsmenge ergibt.“\r\nBeispiel: Bei einer zentral voruntersuchten 1-GW-Fläche, für die eine Sicherheit von 200 Mio.\r\n€ zu hinterlegen ist, würde die vom BDEW vorgeschlagene gleitende Pönalisierung im Falle einer Fristverletzung bei der Einreichung der Antragsunterlagen zur Plangenehmigung (§ 81 Absatz 2 Nr. 1 a WindSeeG) zu einer Pönale von 1 Mio. € pro Tag führen.\r\n5.4 Einführung eines Neuausschreibungsmechanismus für den unerwünschten Fall der\r\nNichtrealisierung eines OWP\r\nNach den derzeitigen Regelungen im WindSeeG 2023 gibt es bisher keinen umfassenden Mechanismus, der bei einem potenziell möglichen Projektabbruch oder Zuschlagsentzug einen\r\nschnellen Übergang der Fläche durch Neuausschreibung an einen anderen Entwickler ermöglicht, um dennoch die Erreichung der Offshore-Ausbauziele sicherzustellen.\r\nDerzeit regeln § 84 und § 85 WindSeeG 2023 nur, dass Zuschläge, Planfeststellungsbeschlüsse\r\noder Plangenehmigungen für Flächen/OWPs auf andere Personen übertragen bzw. veräußert\r\nwerden können, aber dass eine gänzliche Rückgabe von Zuschlägen an die BNetzA nur in sehr\r\neng begrenzten Ausnahmefällen möglich ist.\r\nDaher schlägt der BDEW folgende Maßnahmen vor:\r\n› Die Bundesregierung sollte in Zusammenarbeit mit der Branche zeitnah einen konkreten\r\nMechanismus zur schnellen und pragmatischen Projektneuausschreibung/erneuten Bezuschlagung für den Fall einer Nichtrealisierung eines Projekts/eines Zuschlagswiderrufs\r\nSeite 19 von 24\r\nentwickeln, um daraus resultierende Verzögerungen zu minimieren und die Offshore-Ausbauziele dennoch möglichst zeitgemäß einhalten zu können.\r\n› Je nach Zeitpunkt des Projektabbruchs und in Abhängigkeit von der Bekanntgabe des Fertigstellungstermins der Anbindungsleitung sollten BMWE, BNetzA und BSH über die erneute Fristsetzung zur Inbetriebnahme der Anlagen für den neuen Entwickler entscheiden,\r\num eine Verfehlung der Zielvorgaben möglichst klein zu halten. Dabei sollte ein ggf. bereits\r\nverbindlich gewordener Fertigstellungstermin für den Netzanschluss keine negativen Folgen für den neuen Entwickler sowie anschlusspflichtigen ÜNB haben und die entsprechenden Regelungen nach § 81 WindSeeG 2023 und § 17d, e EnWG sollten im Einzelfall angepasst werden.\r\n› Die Neuausschreibung der Fläche sollte möglichst innerhalb von mindestens sechs Monaten nach Projektabbruch/Zuschlagswiderruf im Rahmen eines beschleunigtes Bieterverfahren durch die Bundesnetzagentur erfolgen. Alternativ kann die Fläche zum nächsten geplanten und zeitlich machbaren Auktionstermin hinzugefügt werden. Insofern auch Bietern\r\neine Beteiligung ermöglicht werden soll, die an der ersten Auktion der Fläche nicht teilgenommen haben, müsste eine Vorlaufzeit von mind. 10 Monaten eingeplant werden.\r\n› Für die Neuausschreibung sollten alle potenziellen Bieter umfassende Einsicht in die Voruntersuchungen des ursprünglichen Projektträgers erhalten, sofern diese keine Betriebsund Geschäftsgeheimnisse des Vorhabenträgers enthalten, wie bereits in § 91 WindSeeG\r\n2023 grundsätzlich geregelt ist.\r\n› Der das Projekt zurückgebende Entwickler sollte von einer erneuten Teilnahme an der\r\nAuktion für diese Fläche ausgeschlossen werden. Eine solche Regelung könnte im § 15\r\nWindSeeG 2023 bzw. in den § 34 und § 35 EEG erfolgen.\r\n› Die Sicherheitsleistung bei Projektabbruch/Zuschlagswiderruf sollte trotz des neu einzuführenden Mechanismus dennoch geleistet werden müssen.\r\nZudem sollte für den unerwünschten Fall der Nicht-Realisierung eines Offshore-Windparks\r\nnach Ansicht des BDEW eine eindeutige Rechtslage hergestellt werden, die klarstellt, dass die\r\nbereits geleisteten Zahlungen der Gebotskomponenten nicht zurückgefordert werden dürfen\r\nbzw. die 10 % der Gebote in Form der Meeresnaturschutz- und Fischereikomponenten (§ 58\r\nWindSeeG 2023) auch fällig werden, wenn sie noch nicht gezahlt wurden.\r\nDer BDEW schlägt daher die Einfügung eines neuen Absatzes 4 in § 82 WindSeeG 2023 vor:\r\n„(4) Im Fall der ausbleibenden Realisierung des Offshore-Windparks ist es dem Bieter, der\r\nden Zuschlag erhalten hat, nicht möglich, bereits geleistete Zahlungen für die Gebotskomponenten zurückzufordern.“\r\nSeite 20 von 24\r\nZugleich sollte auch klargestellt werden, dass die geleisteten Zahlungen für die Voruntersuchungen nicht erstattet werden und dass bei einer anschließenden Neuausschreibung keine\r\nKosten für die Voruntersuchungen zu zahlen sind.\r\n6 Weiterbetrieb und verlängerte Laufzeiten ermöglichen\r\nNeben den zuvor genannten Maßnahmen sollte auch die technisch mögliche Laufzeit bestehender und zukünftiger OWPs und ONAS stärker in den Blick genommen werden. Ein koordinierter Weiterbetrieb sowie grundsätzlich längere Betriebszeiträume ermöglichen es, Kosten\r\nund Ressourcen über einen längeren Zeitraum zu verteilen, Rückbauzyklen zu verringern und\r\ndie Umweltverträglichkeit deutlich zu verbessern. Dafür braucht es rechtssichere und frühzeitige gesetzliche, regulatorische sowie handelsrechtliche Anpassungen, um die Rahmenbedingungen für den Weiterbetrieb sowie längere Betriebsdauern zu schaffen.\r\n6.1 Weiterbetrieb bestehender und in Bau befindlicher Anlagen über ursprüngliche Laufzeit\r\nhinaus ermöglichen\r\nDie Genehmigungen der ersten großen Offshore-Windparks laufen ab etwa 2040 aus. Ohne\r\neine anderweitige Festlegung hätte dies einen direkten, ineffizienten Rückbau der einzelnen\r\nOffshore-Windparks zur Folge.\r\nDie Bundesregierung sollte daher die Option des koordinierten Weiterbetriebs der Anlagen\r\ninnerhalb der Cluster frühzeitig prüfen, in ihre Planungen aufnehmen und regulatorisch ermöglichen, um der Branche Planungssicherheit zu bieten. Denn der Weiterbetrieb der Anlagen\r\nkann unter bestimmten technischen und rechtlichen Voraussetzungen möglich sein (Details\r\nsiehe BDEW-Whitepaper 2024) sowie zu einem hohen volkswirtschaftlichen Nutzen führen.\r\nEr bietet viel Potenzial, die Kosteneffizienz der Anlagen zu steigern, zusätzliche Netzkosten auf\r\neinen längeren Zeitraum zu verteilen, die Lieferketten, Schiffe und Häfen zu entlasten und die\r\nUmweltbilanz der Anlagen weiter zu verbessern. Zudem kann der koordinierte Weiterbetrieb\r\neine anschließende Zusammenlegung der bisherigen, kleineren Flächen in dann 1 GW- oder 2\r\nGW-Flächen sowie eine dauerhaft effiziente Auslastung bestehender ONAS, an die mehrere\r\nOWP mit unterschiedlichen Laufzeiten angebunden sind, ermöglichen.\r\nEntscheidend für den Erfolg der Weiterbetriebs ist die möglichst frühzeigte Festlegung der\r\nDauer, um Betriebs- und Instandhaltungsstrategien der OWP und ONAS dementsprechend\r\nauslegen und somit die zunehmende Störanfälligkeit der Anlagen adressieren zu können.\r\nUm den Weiterbetrieb auch regulatorisch möglich zu machen, sollte der Gesetzgeber folgende\r\nAspekte adressieren:\r\nSeite 21 von 24\r\n› Aus Sicht des BDEW sollte die Finanzierung des Weiterbetriebs der ONAS frühzeitig sichergestellt werden, um eine langfristige Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleisten.\r\nAuch sollte die Möglichkeit geprüft werden, einen finanziellen Anreiz für die ÜNB zu schaffen, um den Weiterbetrieb der ONAS zu unterstützen. Bisher ist die Anreizregulierung so\r\nausgestaltet, dass ein Weiterbetrieb nach Ende der kalkulatorischen Nutzungsdauer nachteilig gegenüber Neuinvestitionen ist.\r\n› Durch den Weiterbetrieb über 25 Jahre hinaus erhöht sich zweifellos die Wahrscheinlichkeit von Ausfällen der ONAS, wodurch die Verfügbarkeit für die Energieübertragung abnehmen kann. Der BDEW sieht daher die Notwendigkeit, die regulatorischen Rahmenbedingungen für einen etwaigen Weiterbetrieb anzupassen, um die Endverbraucher nicht\r\nmittalbar unverhältnismäßig zu belasten. Dies kann dies beispielsweise durch die Einführung eines Novellierungskontos erreicht werden.\r\n› Das Entschädigungsregime nach § 17 e EnWG ist bei einem Weiterbetrieb von OWP und\r\nNetzanbindung über die ursprüngliche Laufzeit von 25 Jahren hinaus nicht mehr sachgerecht. Der Entschädigungsmechanismus muss daher grundlegend überdacht, angepasst\r\nund ggf. ersetzt werden.\r\n› Wenn OWPs nach 20 Jahren aus der EEG-Vergütung fallen und entsprechend keinen Anspruch mehr auf eine Marktprämie haben, werden diese Parks keine Entschädigungszahlungen bei Störungen gem. § 17e Abs. 1 EnWG erhalten. Der Weiterbetrieb eines OWP ist\r\nunter 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 z.B. die Marktprämie\r\nbzw. der zukünftige CfD bis zum Ende der Lebensdauer als Entschädigungsgrundlage fortgeschrieben werden.\r\n› Zur Sicherstellung einer langfristig effizienten Nutzung der Netzinfrastruktur sollte entweder gesetzlich oder auf Genehmigungsebene vorgesehen werden, dass im Zeitraum des\r\nWeiterbetriebs ein zu definierender Mindestanteil der ursprünglich angeschlossenen OWPKapazität weiterhin einspeisen muss. Ausnahmen sollten nur bei nachweislich technischen\r\noder rechtlichen Hinderungsgründen zulässig sein. Die genaue Ausgestaltung dieses Aspekts sollte in enger Zusammenarbeit mit der Branche erarbeitet werden.\r\n› Zudem regt der BDEW an, die von der Internationalen Elektrotechnischen Kommission (IEC)\r\nveröffentlichte Leitlinie IEC 61400-28 als einheitliche Grundlage/Standard für die technischen Fragestellungen beim BSH in Bezug auf den Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen zu etablieren.\r\nSeite 22 von 24\r\n6.2 Offshore-Windparks zukünftig direkt für 35 Jahre ausschreiben und genehmigen\r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, Offshore-Windparks sowie Offshore-Netzanbindungssysteme\r\nzukünftig bereits bei Flächenplanung, Ausschreibung und Genehmigung auf eine Betriebsdauer von 35 Jahren auszulegen. Zudem sollte im Rahmen einer solchen Umstellung auch das\r\nderzeitige, auf eine 25-jährige Lebensdauer ausgelegte Entschädigungsregime nach § 17 e\r\nEnWG entsprechend überdacht, angepasst oder ggf. ersetzt werden.\r\nHintergrund der Forderung ist der deutliche Fortschritt im Stand der Technik sowie die gestiegenen Erfahrungswerte über die reale Lebensdauer der Anlagen. Moderne Windenergieanlagentypen sind heute technisch in der Lage, deutlich über die bisher standardmäßig angesetzten 25 Jahre hinaus betrieben zu werden. Typenzertifikate nach internationalen Normen werden bereits für längere Design-Lebensdauern ausgestellt. Internationale Beispiele zeigen, dass\r\nlängere Betriebszeiträume regulatorisch möglich und wirtschaftlich vorteilhaft sind: In den\r\nNiederlanden wird z.B. bereits mit einer Laufzeit von 35 Jahren geplant, im Vereinigten Königreich sogar mit bis zu 50 Jahren.\r\nEin fester regulatorischer Rahmen für eine 35-jährige Betriebsdauer von Offshore-Windparks\r\nbietet im Vergleich zum Status Quo mehrere Vorteile:\r\n› Höhere Kosteneffizienz, da sich Investitionen über einen längeren Zeitraum abschreiben\r\nlassen – das senkt potenziell die Stromgestehungskosten.\r\n› Verteilung der Netzanschlusskosten auf einen erweiterten Betriebszeitraum.\r\n› Ökologische Vorteile: Über einen Zeitraum von z.B. 100 Jahren wären bei 35 Jahren Laufzeit nur drei statt vier Bau- und Rückbauphasen erforderlich – das schont die Umwelt, spart\r\nRessourcen, verbessert die CO₂- und Materialbilanz der Anlagen und reduziert Genehmigungsaufwand.\r\n› Mehr Planungssicherheit für Windpark- und Netzbetreiber, da Betrieb, Wartung und Finanzierung von Anfang an auf eine längere Laufzeit ausgerichtet werden können.\r\n› Entlastung von Lieferketten, Spezialschiffen und Hafeninfrastrukturen, da sich Ausbauzyklen entzerren.\r\nEin regulatorischer Wechsel hin zu 35 Jahren Genehmigungsdauer schafft also nicht nur mehr\r\nInvestitionssicherheit und Kosteneffizienz, sondern unterstützt auch eine noch nachhaltigere\r\nund ökologisch verträglichere Entwicklung der Offshore-Windenergie. Aus Sicht des BDEW\r\nüberwiegen die vielfältigen Vorteile einer längeren Betriebszeit deutlich gegenüber den wenigen Nachteilen (verlängerte Kapitalbindung, verzögerte Neuinvestitionen, längeren Zeitraum für die Ersatzteilvorhaltung bzw. -beschaffung).\r\nSeite 23 von 24\r\nDaher sollte für die Umsetzung einer Betriebszeit von 35 Jahren unter anderem § 69 (7) WindSeeG 2023 entsprechend angepasst werden.\r\nBei der Umsetzung der Maßnahme sollte genügend zeitlicher Vorlauf eingeplant werden, um\r\nalle Assets der Offshore-Netzanbindung mit einer Lebensdauer von 35 Jahren am Markt beschaffen zu können.\r\n7 Kombinierte Anschlusskonzepte für Offshore-Elektrolyse ermöglichen\r\nEine weitere Maßnahme zur Steigerung der Kosteneffizienz, Systemintegration und Resilienz\r\nim Offshore-Ausbau kann die Integration von Offshore-Elektrolyse sein. Der Koalitionsvertrag\r\n2025 sieht diesbezüglich vor, dass im WindSeeG die „hybride Anbindung (Kabel und H2-Pipeline) von Offshore-Windparks“ ermöglicht werden soll.\r\nDer BDEW unterstützt das Vorhaben des Koalitionsvertrags ausdrücklich und fordert die Bundesregierung auf, das Potenzial der Offshore-Elektrolyse basierend auf kombinierten Netzanschlüssen für die Wasserstoffversorgung und für die langfristig mögliche Steigerung der Kosteneffizienz beim Offshore-Wind-Ausbau – insbesondere an küstenfernen Standorten – nun\r\nzügig zu erschließen. Voraussetzung dafür ist u.a., dass neben der zeitnahen gesetzlichen Ermöglichung von kombinierten Anschlüssen die Option der Offshore-Elektrolyse auch bei der\r\nlaufenden Optimierung des Offshore-Ausbaus im Rahmen der Fortschreibung des FEP und\r\nNEP adäquat miteinbezogen wird und gewisse Flexibilitäten für die zukünftige Umsetzung von\r\nOffshore-Elektrolyse-Hubs entlang der sich in der Entwicklung befindlichen AquaDuctus-Pipeline als Teil des Wasserstoff-Kernnetzes erhalten bleiben.\r\nDenn Windenergieanlagen auf See verfügen über entscheidende Vorteile zur Erzeugung von\r\ngrünem Wasserstoff: Die hohen Volllaststunden und die vergleichsweise stetige Stromerzeugung der Offshore-Windenergie ermöglichen eine hohe Auslastung und damit einen wirtschaftlichen Betrieb von Elektrolyseuren. Zudem kann der Energieabtransport basierend auf\r\nkombinierten Anschlusskonzepten mit Stromkabeln und H2-Pipelines laut aktuellen Studien\r\n(E-Bridge, 2024; Fraunhofer IEE, 2024; EPICO, 2024) zukünftig deutliche Vorteile im Vergleich\r\nzu reinen Strom- oder H2-Anbindungen von Offshore-Windparks bieten, darunter erhebliche\r\nvolkswirtschaftliche Kosteneinsparungen, höhere Erlöspotenziale und eine bessere Systemintegration der Energiemengen. Die Möglichkeit, zwei Energieformen zu erzeugen, erhöht darüber hinaus Flexibilität und Resilienz des Gesamtenergiesystems. Zudem sind kombinierte Anschlusskonzepte in den anderen Nordseeanrainerstaaten bereits zulässig.\r\nDie aktuellen rechtlichen Rahmenbedingungen im WindSeeG 2023 fokussieren die Nutzung\r\nder Flächen in der AWZ auf die Erzeugung von Strom und sehen daher nur für diese eine\r\nstromseitige Netzanbindung der Anlagen vor, während die Erzeugung von grünem Wasserstoff\r\nSeite 24 von 24\r\nin erster Linie auf „sonstigen Energiegewinnungsbereichen“ (SEN) ohne stromseitigen Netzanschluss erfolgen soll. Dieses Konzept steht dem Markthochlauf der Offshore-Elektrolyse mit\r\nkombinierten Anschlüssen und der europäischen Harmonisierung des regulatorischen Rahmens für die Technologie entgegen.\r\nAus Sicht des BDEW ist daher eine zeitnahe Anpassung des WindSeeG 2023 unter anderem\r\nbzgl. des Anwendungsbereichs für Pipelines (§ 2 Nr. 3), der Begriffsbestimmungen (§ 3) für\r\n„Flächen“, „sonstige Energiegewinnungsbereiche“ und zusätzlich künftig auch für „kombinierte Anschlusskonzepte“ sowie „Transit-Rohrleitung“ und des Zwecks und Gegenstands des\r\nFlächenentwicklungsplans (§ 4 Abs. 3, § 5 Abs. 2a) notwendig. Zudem sollte die Bundesregierung die Aufnahme der Offshore-Elektrolyse in die Zielvorgaben des WindSeeG prüfen.\r\nZugleich ist es erforderlich, rasch die Voraussetzungen für Pilotanlagen zur Demonstration\r\nder Technologie und die gestaffelte Ausschreibung des SEN-1-Bereichs zu schaffen, um den\r\nHochlauf der Technologie schrittweise zu ermöglichen. "},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019370","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer Ausnahmeregelung zum Ausschluss von Rückbauverpflichtungen bei Gasnetzen ohne Amortisationsprüfung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/16/b5/612433/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080005.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":"\r\n\r\nInhalt\r\n1\tEinleitung\t3\r\n2\tKommunale Wege\t4\r\n3\tPrivate Grundstücke und Wege\t6\r\n4\tAbtrennungskosten des Netzanschlusses nach Kündigung\t7\r\n\r\n\r\n\r\n \r\nBei der Thematik Rückbau von stillgelegten Leitungen handelt es sich nur um einen von vielen Aspekten, die im Rahmen der Transformation der Gasnetze zukünftig zu lösen sind. Diese weisen starke Interdependenzen auf. Die Ausführungen in diesem Positionspapier beruhen auf den zum Zeitpunkt der Verabschiedung des Positionspapiers geltenden rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen. Es ist zu erwarten, dass sich diese Rahmenbedingungen zukünftig erheblich ändern werden. Vor diesem Hintergrund sind die verabschiedeten Positionen nur als Momentaufnahme zu werten und bei Änderung der rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen zu verifizieren und entsprechend anzupassen. \r\n1\tEinleitung \r\nDer BDEW hat im April 2023 ein Positionspapier mit wichtigen Empfehlungen für die Anpassung des Rechts- und Regulierungsrahmens für die Transformation der Gasnetze hin zu einer langfristigen Treibhausgasneutralität veröffentlicht.\r\nIn diesem Papier hat der BDEW bereits darauf hingewiesen, dass im Sinne der gesamtwirtschaftlichen Effizienz bestehende Strukturen und Vermögenswerte auf einem Transformationspfad so weit wie möglich weitergenutzt und weiterentwickelt, unnötige Kosten vermieden und Lasten sachgerecht und fair verteilt werden können sollten. Die Nutzung bereits vorhandener Infrastruktur garantiert sektorübergreifend Versorgungssicherheit. Sie schafft Klarheit für die Anschlussnehmer und verringert die volkswirtschaftlich anfallenden Transformationskosten. \r\nEs ist daher sicherzustellen, dass der Betrieb von Gasnetzen auch unter den Anforderungen der Transformation langfristig planbar und wirtschaftlich darstellbar ist. Erforderlich ist daher ein Rechts- und Regulierungsrahmen, der die Transformation der Gasnetze ermöglicht. Durch den Abbau bestehender Risiken und Unsicherheiten kann gewährleistet werden, dass es auch zukünftig Interessenten für den Betrieb von Gasnetzen bzw. für den Erwerb von Konzessionen geben wird. Das überarbeitete EU Gas-/Wasserstoffpaket enthält dazu bereits wichtige Vorgaben, die es nun neben weiteren Transformationsregelungen so bald wie möglich in nationales Recht umzusetzen gilt.\r\nDazu gehört neben anderen zentralen Aspekten auch, dass ein etwaiger Rückbau zuvor endgültig stillgelegter Gasleitungen auf ein Mindestmaß beschränkt wird: Überall dort, wo eine Umstellung auf Biomethan oder Wasserstoff nicht möglich ist oder alternative Wärmeversorgungsmöglichkeiten zur Verfügung stehen, wird perspektivisch auch die Stilllegung von Gasleitungen in Betracht zu ziehen sein. Ein flächendeckender anlassloser Rückbau von Gasnetzinfrastrukturen ist dabei zu vermeiden. Damit kann ein wesentlicher Beitrag zur Verringerung künftiger Risiken des Gasnetzbetriebs erbracht und die Attraktivität des Netzbetriebs perspektivisch erhalten werden. \r\nRückbau ist – soweit rechtlich überhaupt erforderlich – in den meisten Fällen technisch nicht notwendig, mit erheblichen Eingriffen in Natur und Landschaft verbunden und insbesondere aufgrund der hohen Kosten und niedrigen Verfügbarkeiten von Tiefbauarbeiten und der hohen Anzahl an Baumaßnahmen im öffentlichen Bereich volkswirtschaftlich nicht sinnvoll. \r\nEin Rückbau von nicht mehr genutzter Gasnetzinfrastruktur sollte nur dann erfolgen, wenn er im Einzelfall zwingend notwendig ist, z.B. weil stillgelegte Leitungen den Ausbau anderer Infrastrukturen (z. B. Fernwärme) oder städtebauliche Maßnahmen bzw. andere Nutzungen des privaten Grund und Bodens verhindern. Ein darüberhinausgehender Rückbau ist, mit Blick auf die von den Kommunen, von den Netzbetreibern und den Netznutzern zu tragenden Kosten und die weiteren Auswirkungen der Baumaßnahmen volkswirtschaftlich nicht vertretbar. Daher sollten Leitungen auch nach Stilllegung im Boden verbleiben. \r\nDie Gasnetzbetreiber übernehmen weiterhin Verantwortung als Betreiber leitungsgebundener Infrastruktur. Wenn die technischen Anforderungen (bspw. nach DVGW-Arbeitsblatt) erfüllt sind, sind keine dauerhaften Schäden oder negative Auswirkungen auf die Umwelt zu erwarten. Gasrohre bestehen, wie in Anlage 1 der GasNEV angeführt, aus Materialien, die für lange Lebensdauern ausgelegt sind. Negative Umweltauswirkungen sind bei ordnungsgemäßem Schutz und Versiegelung nicht zu erwarten. Die Thematik des Rückbaus stillgelegter Leitungen betrifft \r\n•\tkommunale Wege und Plätze, über die konzessionsvertragliche Vereinbarungen getroffen wurden (hierzu 2), sowie\r\n•\tprivate Grundstücke, auf denen sich Gasversorgungsleitungen (hierzu 3) befinden, oder\r\n•\tprivate Grundstücke, auf denen sich Gasnetzhausanschlüsse (hierzu 4) befinden. \r\nFür alle Anwendungsfälle sind gesetzliche Klarstellungen erforderlich. \r\n2\tKommunale Wege \r\nDer Umgang mit stillgelegten (Gas-)Verteilerleitungen in öffentlichen Wegen und Grundstücken ist zumeist in Konzessionsverträgen geregelt, wobei die Regelungen bundesweit unterschiedlich ausgeprägt sind und nicht einheitlich gehandhabt werden. \r\nEtwaige Rückbauverpflichtungen waren in der Vergangenheit ggf. im Einzelfall vertretbar, als ohnehin von einem sehr niedrigen Umfang von stillgelegten und rückzubauenden Leitungen ausgegangen werden konnte. Mit der Transformation der Gasnetze, die zur Erreichung der Klimaschutzziele nach dem Klimaschutzgesetz bis 2045 erforderlich sein wird, ändert sich diese Ausgangslage. Zukünftig bedarf es im Zuge der Transformation der Gasnetze gesetzlicher Regelungen für den Umgang mit stillgelegten Gasleitungen, um die volkswirtschaftlichen Kosten möglichst gering zu halten. \r\nDer BDEW spricht sich daher für eine gesetzliche Regelung im EnWG aus, die den Umgang mit stillgelegten Leitungen in kommunalen Wegen bundesweit einheitlich regelt. Es muss gesetzlich verankert werden, dass auch entgegen anderslautenden Vereinbarungen in Wegenutzungs-/ Konzessionsverträgen oder sonstigen Vereinbarungen stillgelegte Leitungen und Anlagen grundsätzlich im Boden verbleiben (keine anlasslose Beseitigungspflicht). \r\nDie Regelung sollte nicht nur für zukünftige, noch abzuschließende Konzessionsverträge gelten. Auch bestehende vertragliche Vereinbarungen sind von der gesetzlichen Vorgabe zu erfassen. \r\nEine entsprechende gesetzliche Vorgabe hätte zudem den Vorteil, dass weitergehende Regelungen zum Rückbau stillgelegter Leitungen jedenfalls ab Wirksamkeit der gesetzlichen Neuregelung nicht mehr in Konzessionsverfahren nach § 46 EnWG abgefordert bzw. im Konzessionsvertrag vereinbart werden. Dies würde weitere Hemmnisse im Rahmen der Bewerbung um Gaskonzessionsverträge abbauen. Aus Sicht des BDEW sind Rückbauverpflichtungen in Gaskonzessionsverträgen bereits heute nicht mehr zeitgemäß und behindern den Gaskonzessionswettbewerb. \r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW folgenden Formulierungsvorschlag vor. Dieser ist noch an geeigneter Stelle im EnWG zu verankern (z.B. §§ 46 ff. EnWG): \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag \r\nGasversorgungsleitungen und Gasnetzinfrastrukturen in öffentlichen Verkehrswegen können auch nach ihrer Stilllegung dauerhaft unentgeltlich im Boden verbleiben, es sei denn, der Rückbau ist wegen Gefahr für Leib oder Leben oder zur Vermeidung von Umweltschäden erforderlich. \r\nEntgegenstehende Vereinbarungen zu Rückbauverpflichtungen von stillgelegten Gasversorgungsleitungen und Gasnetzinfrastrukturen sind unwirksam.  \r\nEine entsprechende Regelung steht dem Aus- oder Umbau von stillgelegten Leitungen nicht entgegen, soweit dies aus städtebaulichen Belangen (Umbau von Straßen, Verlegung von anderer Infrastruktur wie Fernwärmeleitungen etc.) erforderlich werden sollte. In diesen Fällen wird es aber, anders als in den im Formulierungsvorschlag genannten Fällen, primär um die Folgefrage einer Kostenverteilung im Einzelfall gehen, die verursachergerecht erfolgen muss und vertraglich vereinbart werden kann. \r\n3\tPrivate Grundstücke und Wege \r\nMaßgeblich für Rückbauverpflichtungen sind heute neben den gesetzlichen Regelungen die vertraglichen Vereinbarungen mit Grundstückseigentümern und die im Grundbuch eingetragenen Rechte.  \r\nEin vollständiger Rückbau ist in der Regel technisch nicht notwendig, mit erheblichen Eingriffen in Natur und Landschaft verbunden und aufgrund der hohen Kosten für Tiefbauarbeiten volkswirtschaftlich nicht tragbar, vgl. Ausführungen oben. Aus diesen Gründen sowie zur Schaffung maximaler Rechtssicherheit sollte eine ausdrückliche und umfassende gesetzliche Duldungspflicht für stillgelegte Gasversorgungsleitungen geschaffen werden.  \r\nEine entsprechende Anpassung kann in § 12 Abs. 4 NDAV und durch eine Ergänzung z.B. in einem § 113d EnWG erfolgen: \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag \r\n§ 12 NDAV Grundstücksbenutzungsrechte \r\n(4) Wird die Anschlussnutzung eingestellt, so hat der Eigentümer die auf seinen Grundstücken 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 stillgelegte Einrichtungen. \r\n \r\n§ 113d EnWG - Überleitung von Wegenutzungsrechten auf stillgelegte Erdgasleitungen \r\n(1) Stillgelegte Gasversorgungsleitungen und Einrichtungen sind vom Grundstückseigentümer und sonstigen Nutzungsberechtigten zu dulden, wenn keine Gefahr für Leib oder Leben besteht oder der weitere Verbleib nicht gegen schützenswerte Interessen des Landschafts- und Umweltschutzes verstößt.\r\n(2)\tIst nach bestehenden Gestattungsverträgen, beschränkten persönlichen Dienstbarkeiten oder sonstigen Vereinbarungen, die keine Eintragung einer beschränkten persönlichen Dienstbarkeit vorsehen, für Grundstücke die Errichtung und der Betrieb von Gasversorgungsleitungen und Einrichtungen gestattet, so sind diese so auszulegen, dass diese auch nach ihrer Stilllegung dauernd im Grundstück belassen werden können. Entgegenstehende Vereinbarungen zu anlasslosen Rückbauverpflichtungen von stillgelegten Gasversorgungsleitungen sind unwirksam. \r\n(3)\tAbsätze 1 und 2 gelten nicht, wenn dem Grundstückseigentümer oder einem sonstigen Nutzungsberechtigten der Verbleib nicht zugemutet werden kann.\r\n4\tAbtrennungskosten des Netzanschlusses nach Kündigung\r\nMit der Beendigung des Gasbezuges ist der Gasnetzanschlusses unter Beachtung der anerkannten Regeln der Technik (DVGW G 466-1) 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 Kostenerstattungsanspruch für die erstmalige Herstellung des Netzanschlusses geltend machen oder wenn Veränderungen am Hausanschluss durch den Anschlussnehmer zur weiteren Nutzung des Anschlusses veranlasst werden. Hintergrund der Regelung ist, dass die individuell entstehenden Kosten im Zusammenhang mit dem Netzanschluss dem Anschlussnehmer verursachungsgerecht zugeordnet werden und nicht auf die Gesamtheit der Gaskunden durch die Netzentgelte umgelegt werden. \r\nDieser Grundsatz der verursachergerechten Kostenzuordnung gilt letztendlich nicht nur für die Aufnahme der Gasversorgung, sondern auch für die Einstellung der Gasversorgung und den ggf. erforderlichen Rückbau des Netzanschlusses. Hierfür kann der Netzbetreiber zwar nach § 9 NDAV ebenfalls Kostenerstattung vom Anschlussnehmer verlangen (Theobald/Kühling/Hartmann/Blumenthal-Barby, Energierecht; NAV § 9 Rn. 15 ff.). Allerdings ist diese Einschätzung nicht unumstritten (siehe nach alter Rechtslage Hempel, in: Hempel/Franke, Recht der Energie- und Wasserversorgung, § 10 AVBEltV Rn. 34). Deshalb 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. \r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 9 Abs.1 NDAV - Kostenerstattung für die Herstellung, Änderung und Rückbau des Netzanschlusses\r\n(1) Der Netzbetreiber ist berechtigt, vom Anschlussnehmer die Erstattung der bei wirtschaftlich 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 Rückbau 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 Kostenberechnung sind Eigenleistungen des Anschlussnehmers angemessen zu berücksichtigen. Die Netzanschlusskosten sind so darzustellen, dass der Anschlussnehmer die Anwendung des pauschalierten Berechnungsverfahrens einfach nachvollziehen kann; wesentliche Berechnungsbestandteile sind auszuweisen.\r\n\r\n"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019371","regulatoryProjectTitle":"Einführung rechtlicher Rahmenbedingungen zur Nutzung passiver Infrastrukturen von Energieversorgern für den Mobilfunkausbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9d/a0/608791/Stellungnahme-Gutachten-SG2509010001.pdf","pdfPageCount":23,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Bad Honnef, 21.07.2025\r\nWIK-Consult • Bericht\r\nStudie für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW)\r\nBeitrag passiver Netzinfrastrukturen und Liegenschaften von Energieversorgern zur Verbesserung der Mobilfunkversorgung in Deutschland\r\nAutoren:\r\nProf. Dr. Bernd Sörries\r\nDajan Baischew\r\nLars Niedick\r\nImpressum\r\nWIK-Consult GmbH\r\nRhöndorfer Str. 68\r\n53604 Bad Honnef\r\nDeutschland\r\nTel.: +49 2224 9225-0\r\nFax: +49 2224 9225-63\r\nE-Mail: info@wik-consult.com\r\nwww.wik-consult.com\r\nVertretungs- und zeichnungsberechtigte Personen\r\nGeschäftsführung Dr. Cara Schwarz-Schilling (Vorsitzende der Geschäftsführung)\r\nAlex Kalevi Dieke (Kaufmännischer Geschäftsführer)\r\nProkuristen Prof. Dr. Bernd Sörries\r\nDr. Christian Wernick\r\nDr. Lukas Wiewiorra\r\nVorsitzender des Aufsichtsrates Dr. Thomas Solbach\r\nHandelsregister Amtsgericht Siegburg, HRB 7043\r\nSteuer-Nr. 222/5751/0926\r\nUmsatzsteueridentifikations-Nr. DE 329 763 261\r\nStand: Januar 2025\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern I\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Ziel der Studie 1\r\n2 Parameter der Nachfrage nach Mobilfunkstandorten und des Mobilfunkausbaus 2\r\n2.1 Wettbewerbsstrategien, Nachfrage aus dem Endkundenmarkt und Versorgungsauflagen 2\r\n2.2 Prozess des Mobilfunkausbaus 5\r\n2.3 Zwischenfazit 6\r\n3 Berechnung des Nutzungspotenzials passiver Infrastruktur von Energieversorgern für die Verbesserung der Mobilfunkqualität 6\r\n3.1 Auswahl der Daten zur Berechnung des Nutzungspotenzials zur Schließung bestehender Versorgungslücken 7\r\n3.2 Modellierung neuer Mobilfunkstandorte zur Berechnung des Nutzungspotenzials 8\r\n3.3 Ergebnis der Berechnung des konkreten Nutzungspotenzials zweier exemplarischer Energieversorger 9\r\n3.3.1 Nutzungspotenzial zur Schließung weißer Flecken 9\r\n3.3.2 Nutzungspotenzial zur Schließung weißer und grauer Flecken 13\r\n3.3.3 Nutzungspotenzial zur Nachverdichtung in städtischen Gemeinden 16\r\n4 Fazit 17\r\n\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 1\r\n1 Ziel der Studie\r\nDer Mobilfunkausbau in Deutschland entwickelt sich kontinuierlich weiter. Nicht zuletzt durch den voranschreitenden 5G-Netzausbau stieg auch im Jahr 2024 die Anzahl der Funk-Basisstationen weiter an.1 Neben der steigenden Endnutzernachfrage nach mehr Datenvolumen2 sowie zuverlässigeren Verbindungen3 wird der Netzausbau auch durch die jüngsten Versorgungsauflagen im Rahmen der Verlängerung von Frequenznutzungsrechten4 weiter vorangetrieben.\r\nDarauf basierend ergibt sich die Leitfrage der vorliegenden Studie, ob und in welchem Umfang passive Netzinfrastrukturen (z. B. Funkmasten, Strommasten, Windkraftanlagen) und Liegenschaften von Energieversorgern einen Beitrag zur Verbesserung der Mobilfunkversorgung und zur Beschleunigung des Mobilfunkausbaus in Deutschland leisten können.\r\nInsbesondere bereits vorhandene Infrastrukturen könnten helfen, ohne zusätzliche Baumaßnahmen vergleichsweise schnell und kostengünstig weiße und graue Flecken in den Mobilfunknetzen der Mobilfunknetzbetreiber zu schließen. Ebenso könnten sich mit der Nutzung von Liegenschaften die Suchprozesse zur Errichtung neuer Infrastrukturen deutlich verkürzen.\r\nVor dem Hintergrund bestehender Versorgungsauflagen bestünde durch die Nutzung bestehender passiver Infrastrukturen sowie Liegenschaften die Option, die Erfüllung derselben deutlich schneller, ökologisch nachhaltiger und mit geringeren Investitionen umzusetzen. Insoweit wird implizit im Rahmen dieser Studie geprüft, ob die Mobilfunknetzbetreiber aus betriebswirtschaftlichen und regulatorischen Gründen ein\r\n1 Bundesnetzagentur (2025), Jahresbericht Telekommunikation, S. 25, online verfügbar unter https://data.bundesnetzagentur.de/Bundesnetzagentur/SharedDocs/Mediathek/Jahresberichte/JB2024TK.pdf, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n2 Laut Pressemitteilungen zum Jahresende 2024 der Deutschen Telekom und Vodafone Deutschland, lag der Anstieg im Datenvolumen zwischen 27 und 30 Prozent zum Vorjahr 2023. Siehe, Deutsche Telekom (2025), Das Netze-Jahr 2024: Mobilfunk legt ordentlich zu, Glasfaser boomt, Pressemitteilung vom 18.12.2024, online verfügbar unter https://www.telekom.com/de/medien/medieninformationen/detail/das-netze-jahr-2024-mobilfunk-legt-ordentlich-zu-glasfaser-boomt-1084780 und Vodafone Deutschland (2025), Datenrekorde im Mobilfunk- und Festnetz von Vodafone, Pressemitteilung vom 18.12.2024, online verfügbar unter https://newsroom.vodafone.de/datenrekorde-im-mobilfunk-und-festnetz-von-vodafone, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n3 Siehe, z.B. Verivox (2025), Funklöcher: Drei Viertel der Deutschen sind von Netzproblemen betroffen, online verfügbar unter https://www.verivox.de/handy/nachrichten/funkloecher-drei-viertel-der-deutschen-sind-von-netzproblemen-betroffen-1120664/, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n4 Siehe Bundesnetzagentur (2025), Entscheidung über die Nichtanordnung eines Vergabeverfahrens und Verlängerung von Frequenzen in den Bereichen 800 MHz, 1.800 MHz und 2.600 MHz sowie eine Entschließung zur späteren Durchführung eines wettbewerblichen Verfahrens, Aktenzeichen BK1-22/001, Stand: 24.03.2025, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Telekommunikation/Unternehmen_Institutionen/Frequenzen/OffentlicheNetze/Mobilfunk/Pr%C3%A4sidentenkammerentscheidung2025.pdf?__blob=publicationFile&v=2, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n2 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\nvitales Interesse an der Nutzung der hier betrachten Infrastrukturen und Flächen haben müssten.\r\nDie Erstellung dieser Studie ist dabei ebenso dem Umstand geschuldet, dass allgemein eine Verengung des Marktes bei der Errichtung von Mobilfunkinfrastrukturen zu sehen ist.5 In Deutschland beschränkt sich der Markt im Wesentlichen auf drei Funkturmgesellschaften, wovon zwei dieser Unternehmen noch gesellschaftsrechtlich mit jeweils einem Mobilfunknetzbetreiber bzw. der Muttergesellschaft verbunden sind.\r\nDie Studie zeigt zunächst auf, welche Parameter die Nachfrage nach Mobilfunkstandorten beeinflussen und wie der Prozess des Mobilfunkausbaus in seinen Grundzügen abläuft. Danach wird das Potenzial der passiven Infrastrukturen von Energieversorgern modellhaft quantifiziert, um die eingangs gestellte Frage zu beantworten. Abschließend erfolgen ein Fazit und Handlungsempfehlungen.\r\n2 Parameter der Nachfrage nach Mobilfunkstandorten und des Mobilfunkausbaus\r\nIm Weiteren werden wir zunächst die Parameter betrachten, die die konkrete Nachfrage nach Flächen für neue passive Infrastrukturen und vorhandene passive Netzinfrastrukturen beeinflussen. Danach wird die Frage beantwortet, wie der Prozess der Errichtung von Mobilfunksendeanlagen in seinen Grundzügen ausgestaltet ist.\r\n2.1 Wettbewerbsstrategien, Nachfrage aus dem Endkundenmarkt und Versorgungsauflagen\r\nDie Nachfrage nach Mobilfunkstandorten leitet sich aus der Nachfrage der Endkunden nach mobilen Datendiensten (Nachfrage nach Übertragungskapazitäten) und der Erfüllung von Versorgungsauflagen ab. Ebenfalls spiegeln sich die Wettbewerbsstrategien der einzelnen Mobilfunknetzbetreiber in ihrer Nachfrage nach passiven Netzinfrastrukturen wider. Je höher der Qualitätsanspruch im Sinne einer systemischen und geografischen Verfügbarkeit mobiler Datendienste ist, desto größer ist die Nachfrage nach Mobilfunkstandorten.\r\n5 Dabei sind unter anderem die Akquisitionen der American Tower Corporation zu benennen (siehe, z.B. Telefónica (2025), Telefónica sells Telxius tower division to American Towers Corporation at record multiples for 7.7 billion euros, Pressemitteilung vom 13.01.2021, online verfügbar unter https://www.telefonica.com/en/communication-room/press-room/telefonica-sells-telxius-tower-division-to-american-towers-corporation-at-record-multiples-for-7-7-billion-euros/, zuletzt abgerufen am 09.07.2025. Siehe außerdem, BearingPoint (2024), Eine Branche im Wandel: TowerCos unter Profitabilitätsdruck, online verfügbar unter https://www.bearingpoint.com/de-de/publikationen-and-events/publikationen/eine-branche-im-wandel-towercos-unter-profitabilitaetsdruck/, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 3\r\nDie Mobilfunkabdeckung in Deutschland ist im europäischen Vergleich gut. Bei der Versorgung mit breitbandigen Mobilfunkdiensten – namentlich 4G und 5G – belegt Deutschland laut nutzerbasierten Messungen im EU-Vergleich Rang 6 von 25 (ohne Malta und Zypern).\r\n6 Gemäß des Mobilfunkmonitoring der Bundesnetzagentur, welches die Mobilfunkabdeckung nach Technologien mit Stand Januar 2025 für Deutschland durch theoretische Modellierungen anhand vorhandener Standorte abbildet, verbleiben lediglich 2,1 Prozent der Gesamtfläche Deutschlands als unterversorgt in dem eng verstandenen Sinne, dass weder 4G noch 5G durch mindestens einen Netzbetreiber verfügbar sind. Gemessen an der Anzahl der Haushalte, verbleiben sogar lediglich 0,07 Prozent als unterversorgt in diesem eng verstandenen Sinne.7\r\nSofern jedoch nicht nur die geographische Verfügbarkeit betrachtet wird, sondern die Fähigkeit der Mobilfunknetze, Anwendungen wie Videostreaming, Videoanrufe und Gaming zuverlässig zu unterstützen (systemische Verfügbarkeit), fällt Deutschland laut nutzerbasierten Messungen im EU-Vergleich auf Rang 21 von 25 zurück. Auch bei der durchschnittlichen Downloadgeschwindigkeit zeigt sich Nachholbedarf: In 4G-Netzen erreicht Deutschland lediglich 43,9 Mbit/s und belegt damit Rang 18 von 25. Im 5G-Netz liegt die durchschnittliche Downloadgeschwindigkeit bei 143,5 Mbit/s, was Rang 23 von 25 bedeutet.8 Auch nutzerbasierte Messungen der Bundesnetzagentur weisen vergleichbare Downloadgeschwindigkeiten aus.9\r\nDem gegenüber ist zu beachten, dass die Nachfrage nach Mobilfunkdiensten, die in den letzten Jahren deutlich angestiegen ist, insbesondere in den ländlichen und suburbanen Gebieten Deutschlands bei weitem noch nicht die in den jeweiligen Mobilfunknetzen vorhandenen Übertragungskapazitäten ausschöpft.10 Eine Erhöhung von Übertragungskapazitäten in diesen Flächen wäre betriebswirtschaftlich wenig sinnvoll. Bei einem kontinuierlichen jährlichen Wachstum des Datenvolumens von 20 Prozent darf nicht übersehen werden, dass dies bis 2030 eine Steigerung der heutigen Datennutzung\r\n6 Opensignal (2025), Global Network Excellence Index – EU27 – 4G/5G Availability, online verfügbar unter https://www.opensignal.com/global-network-excellence-index, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n7 Bundesnetzagentur und Bundesministerium für Digitales und Verkehr (2025), Gigabitgrundbuch, Mobilfunkdaten Bund 2025/01, online verfügbar unter https://gigabitgrundbuch.bund.de/GIGA/DE/Downloads_Suche/start.html, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n8 Opensignal (2025), Global Network Excellence Index – EU27 – Excellent Consistent Quality, 4G Download Speed und 5G Download Speed, online verfügbar unter https://www.opensignal.com/global-network-excellence-index, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n9 Breitbandmessung (2024), Jahresbericht 2022/23 – Mobile Breitbandanschlüsse, S. 9 (Abbildung 3.1 – rechts). Durch die Betrachtung unterschiedlicher Zeiträume sind die Ergebnisse nicht eins zu eins übertragbar. Im Messzeitraum der Bundesnetzagentur 2022/2023 lag die Median-Downloadgeschwindigkeit bei 25,1 Mbit/s (siehe https://www.breitbandmessung.de/interaktive-darstellung für eine Gesamtübersicht aller Anbieter, zuletzt abgerufen am 09.07.2025).\r\n10 Vgl. WIK-Diskussionsbeitrag Nr. 508, Nachhaltigkeit als Parameter einer ganzheitlichen und vorausschauenden Frequenzregulierung, Dezember 2023, online verfügbar unter https://www.wik.org/fileadmin/user_upload/Unternehmen/Veroeffentlichungen/Diskus/2023/WIK_Diskussionsbeitrag_Nr_508.pdf, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n4 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\num das 2,5-Fache bedeutet – und bis 2035 sogar mehr als das Sechsfache.11 Spätestens bis dahin ist eine Verdichtung der Standorte bei gleichbleibendem Frequenzeinsatz notwendig.\r\nUnabhängig von einzelnen Wettbewerbsstrategien der Mobilfunknetzbetreiber und internationalen Vergleichen hat die Bundesnetzagentur mit ihrer jüngsten Entscheidung zur Verlängerung von Frequenznutzungsrechten wieder Impulse für den Mobilfunkausbau gegeben: Im Rahmen der Verlängerung der Frequenznutzungsrechte in den Bereichen 800 MHz, 1.800 MHz und 2.600 MHz wurden drei Mobilfunknetzbetreibern folgende Verpflichtungen auferlegt:12\r\n• eine Flächenversorgung von 99,5 Prozent mit mindestens 50 Mbit/s im Download ab 2030 bereitzustellen,\r\n• eine Versorgung von 99 Prozent der Haushalte in dünn besiedelten Gemeinden mit 100 Mbit/s ab 2029 bereitzustellen,\r\n• eine Versorgung aller Bundesstraßen mit mindestens 100 Mbit/s ab 2029 bereitzustellen (die Netzbetreiber wurden bereits 2019 dazu verpflichtet, bis Ende 2022 alle Bundesautobahnen mit mindestens 100 Mbit/s zu versorgen13),\r\n• eine Versorgung aller Landes- und Staatsstraßen, inkl. Binnenwasserstraßen mit mindestens 50 Mbit/s ab 2029 bereitzustellen\r\n• sowie alle Kreisstraßen ab 2030 mit mindestens 50 Mbit/s zu versorgen.\r\nDamit rücken weiße Flecken genauso in den Fokus des weiteren Ausbaus wie Verkehrswege, die nun von drei Mobilfunknetzbetreibern zu versorgen sind. Im Ergebnis wird damit die Nachfrage nach neuen Flächen für Mobilfunkinfrastrukturen sowie passiven Netzinfrastrukturen in den nächsten Jahren nicht nachlassen.\r\n11 Gemäß des Jahresbericht Telekomunikation der Bundesnetzagentur 2024 stieg das gesamte Datenvolumen im Mobilfunk seit 2016 jährlich um durchschnittlich 34 Prozent. Die Annahme eines jährlichen Wachstums von 20 Prozent ist daher eher konservativ zu bewerten. Siehe Bundesnetzagentur, Jahresbericht Telekommunikation 2024, S. 25, online verfügbar unter https://data.bundesnetzagentur.de/Bundesnetzagentur/SharedDocs/Mediathek/Jahresberichte/JB2024TK.pdf, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n12 Siehe Bundesnetzagentur, Entscheidung über die Nichtanordnung eines Vergabeverfahrens und Verlängerung von Frequenzen in den Bereichen 800 MHz, 1.800 MHz und 2.600 MHz sowie eine Entschließung zur späteren Durchführung eines wettbewerblichen Verfahrens, Aktenzeichen BK1-22/001, Stand: 24.03.2025, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Telekommunikation/Unternehmen_Institutionen/Frequenzen/OffentlicheNetze/Mobilfunk/Pr%C3%A4sidentenkammerentscheidung2025.pdf?__blob=publicationFile&v=2, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n13 Bundesnetzagentur, Entscheidung der Präsidentenkammer der Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen vom 26. November 2018 über die Festlegungen und Regeln im Einzelnen (Vergaberegeln) und über die Festlegungen und Regelungen für die Durchführung des Verfahrens (Auktionsregeln) zur Vergabe von Frequenzen in den Bereichen 2 GHz und 3,6 GHz - Aktenzeichen: BK1-17/001, S.2, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Telekommunikation/Unternehmen_Institutionen/Frequenzen/OffentlicheNetze/Mobilfunk/DrahtloserNetzzugang/Projekt2018/20181126_Auktion2019Entscheidungen_III_IV.pdf?__blob=publicationFile&v=1, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 5\r\nAbschließend sei noch erwähnt, dass die Nachfrage nach Mobilfunkstandorten sich auch aus dem Ersatz von Standorten speist. So kommt es immer wieder vor, dass Mietverträge für Liegenschaften für Mobilfunksendeanlagen gekündigt werden, so dass ein Rückbau und Neubau notwendig werden.\r\n2.2 Prozess des Mobilfunkausbaus\r\nOb die Mobilfunknetzbetreiber in den Flächen, in denen sie noch Versorgungslücken haben oder Übertragungskapazitäten erhöhen wollen, ihre Ausbaupläne auch tatsächlich umsetzen können, hängt von der rechtlichen und praktischen Verfügbarkeit von Flächen und Liegenschaften bzw. der Möglichkeit der Errichtung passiver Netzinfrastrukturen ab. In bebauten Flächen werden in der Regel geeignete Dachstandorte auf Gebäuden gesucht, während insbesondere entlang von Verkehrswegen Flächen für Maststandorte oder vorhandene Masten präferiert werden.\r\nMittels von den Mobilfunknetzbetreibern definierter Suchkreise wird der Prozess zur Errichtung neuer Netzinfrastrukturen gestartet. Dieser Prozess wird von den Funkturmgesellschaften (TowerCompanies) im Auftrag der Mobilfunknetzbetreiber gesteuert und umgesetzt. Traditionell bedienen sich hierbei die Mobilfunknetzbetreiber dreier Funkturmgesellschaften: DFMG, Vantage Towers und ATC, wobei nur letztere gesellschaftsrechtlich vollständig unabhängig von den Mobilfunknetzbetreibern ist. Darüber hinaus offerieren noch weitere Funkturmgesellschaften ihre Dienste.\r\nDas Geschäftsmodell dieser Funkturmgesellschaften sieht den Aufbau, Betrieb und die Instandhaltung der Mobilfunkmast-Infrastruktur vor. Zudem besitzt sie entweder das Grundstück selbst oder verwaltet das Mietverhältnis mit dem Grundstückseigentümer.14 Somit wird die Wertschöpfung innerhalb dieser Unternehmen vor allem durch die Anzahl ihrer Mobilfunkstandorte mit der jeweiligen Infrastruktur getrieben. Jede Funkturmgesellschaft hat demnach ein betriebswirtschaftliches Interesse, die von ihr im Auftrag der Mobilfunknetzbetreiber betriebenen Infrastrukturen zu maximieren.\r\nDie Funkturmgesellschaften suchen im ersten Schritt nach geeigneten Standorten, beispielsweise geeigneten (Dach-)Flächen für die Sendeanlagen. Hier zeigen die Markterfahrungen, dass es sowohl in Ballungsgebieten als auch in ländlichen Räumen verstärkt Schwierigkeiten gibt, neue Standorte zu finden. Die Gründe können dabei sehr unterschiedlich sein: während in den Ballungsgebieten Regelungen im Bereich des Gesundheitsschutzes (Elektromagnetische Felder) bei der Kollokation und bei der Verdichtung von Sendeanlagen zu beachten sind bzw. die Bereitschaft zur Vermietung von Dachflächen teilweise nicht vorhanden ist, gibt es in ländlichen Räumen teilweise\r\n14 Godlovitch et al (2023), Study on the evolution of the competition dynamics of tower and access infrastructure companies not directly providing retail services, Study for BEREC, BoR (23) 206, public version, S. 11f, online verfügbar unter https://www.berec.europa.eu/system/files/2023-12/BoR%20%2823%29%20206_Rev1_Study_towernetco_PUBLIC_0.pdf, zuletzt abgerufen am 09.07.2025\r\n6 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\nhohe Mietpreise für Liegenschaften, die von den Funkturmgesellschaften nicht akzeptiert werden. Des Weiteren steigen die Kosten für einen Mobilfunkstandort, wenn erst die Stromversorgung des neuen Standorts realisiert werden muss. Dies gilt vor allem bei der anstehenden Versorgung weißer Flecken. Bei der Mobilfunkförderung lagen deshalb die Investitionen für neue Mobilfunkinfrastrukturen im Durchschnitt bei 1,14 Mio. Euro.\r\n15\r\nSofern geeignete Standorte in Aussicht stehen, startet die Abstimmung mit den davon betroffenen Kommunen. Sofern diese Abstimmung erfolgreich ist, beginnt die Realisierung des Standorts.\r\n2.3 Zwischenfazit\r\nDer Mobilfunkausbau ist ein komplexer Prozess, der von folgenden Parametern maßgeblich beeinflusst wird:\r\n- Suchkreisen, die Flächen für neue Sendestandorte für die Verbesserung der Mobilfunkversorgung beschreiben\r\n- Vorhandensein geeigneter Flächen für die Errichtung neuer Sendeanlagen\r\n- Kosten der Errichtung neuer Sendeanlage\r\n- Genehmigungsprozesse\r\n- Zeit für die Dauer der Errichtung neuer Sendeanlagen\r\nVor diesem Hintergrund wird im Weiteren geprüft, welchen Beitrag passive Infrastrukturen und Liegenschaften von Energieversorgern für den weiteren Mobilfunkausbau leisten können. Da ihre Infrastrukturen bereits häufig über eine Stromanbindung und teilweise über eine Glasfaseranbindungen verfügen, fielen bei der Nutzung ihrer Infrastrukturen wesentliche Kostenbestandteile gar nicht mehr an. Ebenfalls können vorhandene Infrastrukturen die Dauer der Standortrealisierung deutlich reduzieren.\r\n3 Berechnung des Nutzungspotenzials passiver Infrastruktur von Energieversorgern für die Verbesserung der Mobilfunkqualität\r\nIn diesem Kapitel erfolgt eine konkrete Berechnung des Nutzungspotenzials bestehender Standorte von Energieversorgern. Dabei soll zuerst überprüft werden, inwiefern diese Standorte überhaupt zur Schließung aktueller Versorgungslücken beitragen können.\r\n15 Siehe MIG (2025), Kümmern vor Ort – Häufige Hürden, online verfügbar unter https://netzda-mig.de/kuemmerer-vor-ort, und MIG Pressemittelung vom 17.12.2024, Mobilfunkförderung des Bundes erfolgreich umgesetzt, online verfügbar unter https://netzda-mig.de/presse/details/mobilfunkfoerderung-des-bundes-erfolgreich-umgesetzt, jeweils zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 7\r\nDies erfolgt exemplarisch anhand konkreter Standorte von passiven Infrastrukturen und Liegenschaften zweier beispielhafter Unternehmen.\r\nNeben der Berechnung dieser Standortortpotenziale zur Schließung konkreter Versorgungslücken wird darüber hinaus untersucht, inwiefern Standorte von Energieversorgern für eine Nachverdichtung bzw. für Ersatzstandorte in bereits vollständig versorgten Gebieten genutzt werden können.\r\n3.1 Auswahl der Daten zur Berechnung des Nutzungspotenzials zur Schließung bestehender Versorgungslücken\r\nUm die Berechnung des Nutzungspotenzials bestehender Standorte von Energienetzbetreibern zur Schließung von Versorgungslücken durchzuführen, werden Daten der Bundesnetzagentur über die Mobilfunkversorgung herangezogen.\r\nDie Versorgungsdaten für die aktuell eingesetzten Mobilfunktechnologien 2G, 4G und 5G werden von den vier Mobilfunknetzbetreibern der Bundesnetzagentur gemeldet. Diese Daten werden von der Bundesnetzagentur so veröffentlicht, dass pro 100-mal-100-Meter-Gitterzelle und Technologie die Anzahl der versorgenden Mobilfunknetzbetreiber angegeben wird. Das aktuelle Mobilfunk-Monitoring spiegelt die Mobilfunkversorgung mit dem Stand Januar 2025 wider.16\r\nZum einen werden gänzlich mit mobilem Breitband unversorgte Gebiete untersucht, in denen keiner der etablierten Mobilfunknetzbetreiber 4G oder 5G zur Verfügung stellt (weiße Flecken). Zum anderen werden Gebiete untersucht, in denen maximal zwei Netzbetreiber 4G- und 5G-Dienste anbieten (graue Flecken).\r\nDie Daten der Bundesnetzagentur werden mit Geodaten über Haushalte, öffentliche Straßen, Bahnstrecken sowie Industrie- und Gewerbegebieten verschnitten.17 Ziel ist es, die mit mobilem Breitband unversorgten und unterversorgten Flächen, Haushalte, Straßen, Bahnstrecken und Industrie- und Gewerbegebietsflächen zu ermitteln.\r\nDie so ermittelte Versorgung wird dann mit Inputdaten von zwei Energieversorgern verschnitten. Hierbei wurde geprüft, inwiefern die betrachteten passiven Infrastrukturen und Liegenschaft der ausgewählten Energieversorger diese weißen und grauen Flecken abdecken könnten.\r\n16 Bundesnetzagentur und Bundesministerium für Digitales und Verkehr (2025), Gigabitgrundbuch, Mobilfunkdaten Bund 2025/01, online verfügbar unter https://gigabitgrundbuch.bund.de/GIGA/DE/Downloads_Suche/start.html, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n17 Für die Haushaltsdaten und Daten zu öffentlichen Straßen wurden auf Daten von WiGeoGIS, Datenstand 2021, zurückgriffen. Für die Daten zu Bahnstrecken und Industrie- und Gewerbegebieten wurde das Digitale Landschaftsmodell des Bundesamts für Kartografie und Geodäsie, Datenstand 2021, verwendet.\r\n8 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\nDie Inputdaten der Energieversorger umfassen Strommasten, Mobilfunk- und Telekommunikationsmasten, Grundstücke, Industrie-, Büro- und Wohngebäude, sowie Windkraftanlagen und Wassertürme. In Summe wurde das Potenzial von 25.000 georeferenzierten Standorten geprüft. Das Versorgungsgebiet beider Energieversorgungsunternehmen entspricht in Summe 16 Prozent der Gesamtfläche der Bundesrepublik Deutschland.\r\n3.2 Modellierung neuer Mobilfunkstandorte zur Berechnung des Nutzungspotenzials\r\nNach der Ermittlung der weißen und grauen Flecken wird im nächsten Schritt geprüft, welche der 25.000 Standorte diese Flächen versorgen könnten, wenn ein Mobilfunknetzbetreiber an diesem Standort aktive Komponenten (z.B. Antennen) anbringt.\r\nDie von einem Standort versorgte Fläche hängt maßgeblich von den eingesetzten Frequenzen und der Topografie ab. Bei den Berechnungen haben wir auf Basis von Markterfahrungen angenommen, dass mit den eingesetzten Frequenzen ein Radius der Funkzelle zwischen 2.200 Metern und 2.800 Metern realisiert werden kann.18 Dabei wird angenommen, dass die Ausbreitungsbedingungen für Mobilfunk in topografisch anspruchsvollen Gebieten (hohe absolute Höhen) schlechter sind als in flachen Regionen. Der gewählte Ausbreitungsradius ist bewusst konservativ angesetzt, um das Potenzial der Standorte nicht zu überschätzen.19\r\nIm Anschluss wird für alle Standorte der beiden Energieversorgungsunternehmen die potenzielle Mobilfunkfunkversorgung ermittelt. Dies erfolgt durch eine geografische Überlagerung dieser potenziellen Abdeckung mit den bestehenden weißen und grauen Flecken.\r\nDa sich die zu versorgenden Flächen teilweise überschneiden – insbesondere bei Strommasten, die nur wenige hundert Meter voneinander entfernt stehen – wird ein iteratives Vorgehen gewählt. Mithilfe eines Optimierungsalgorithmus wird schrittweise für jeden Standort einzeln jeweils der Standort ausgewählt, der die größte noch unterversorgte Fläche abdeckt, ohne bereits versorgte Bereiche zu doppeln.\r\nDieses Vorgehen wird in Abbildung 3-1 verdeutlicht. Für alle potenziellen Standorte wird eine Funkzelle modelliert (linke Abbildung). Die grün eingefärbte Fläche wird vom gelb\r\n18 Ausschlaggebend für die Größe einer Funkzelle ist neben der Topografie die Wahl der eingesetzten Mobilfunkfrequenzen. Siehe, z.B. LTEmobile (2025), 5G-Sender Reichweite mit verschiedenen Frequenzen, online verfügbar unter https://ltemobile.de/5g-sendereichweiten-mit-unterschiedlichen-frequenzen/, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n19 Die Ausbreitungsbedingungen eines Mobilfunkstandortes können neben der Topografie auch durch viele weitere Determinanten beeinflusst werden, die im Einzelnen jedoch im Modell nicht berücksichtigt werden können (z.B. direkt umliegende Vegetation, Felsformationen oder Gebäude, die das Signal stören könnten).\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 9\r\nmarkierten Standort versorgt (mittlere Abbildung). Diese Fläche gilt somit als versorgt und ist in den nachfolgenden Iterationen nicht mehr Teil der Fläche, die versorgt werden muss (rechte Abbildung).\r\nAbbildung 3-1: Darstellung des methodischen Vorgehens zur Suche geeigneter Standorte\r\nQuelle: Eigene Darstellung; Mobilfunkmonitoring Bundesnetzagentur, Datenstand 01.2025; Standortdaten zweier Energieversorgungsunternehmen\r\n3.3 Ergebnis der Berechnung des konkreten Nutzungspotenzials zweier exemplarischer Energieversorger\r\nInsgesamt wurden 113 Standorte identifiziert, die mindestens 1 Quadratkilometer weiße Flecken und 1.008 Standorte identifiziert, die mindestens 1 Quadratkilometer weißer oder grauer Flecken (maximal zwei Netzbetreiber bieten 4G- beziehungsweise 5G-Dienste an) versorgen.\r\nDiese Anzahl der Standorte und versorgter Fläche wurde ins Verhältnis der jeweiligen weißen und grauen Flecken insgesamt in den Versorgungsgebieten der Energieversorger gesetzt.\r\n3.3.1 Nutzungspotenzial zur Schließung weißer Flecken\r\nDie Berechnung des Nutzungspotenzials zur Schließung weißer Flecken soll das Nutzungspotenzial der passiven Infrastruktur für Gebiete angeben, in denen keiner der Mobilfunknetzbetreiber beziehungsweise keiner der oben genannten Funkturmgesellschaften entsprechende Infrastruktur vorzuweisen hat.\r\n10 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\nDer bestehenden passiven Infrastruktur der Energieversorgungsunternehmen steht dort somit nur der Neubau von Telekommunikationsinfrastruktur gegenüber. Somit sollte die dortige bestehende Infrastruktur für Mobilfunknetzbetreiber besonders attraktiv sein.\r\nWie in Kapitel 2.1erläutert, ist die Mobilfunkabdeckung in Deutschland insgesamt als gut zu bewerten: Nur 2,1 Prozent der Gesamtfläche gelten als vollständig unversorgt mit mobilem Breitband (weiße Flecken). Ein vergleichbarer Anteil weißer Flecken findet sich auch in der Summe der beiden betrachteten Versorgungsgebiete. Die zusätzlich zu erschließende Fläche ist daher relativ gering, was zu einem entsprechend niedrigen Nutzungspotenzial führt. Dennoch ist es insbesondere im Hinblick auf regulatorische Versorgungsauflagen erforderlich, auch diese verbleibenden Flächen fast vollständig zu schließen.\r\nInsgesamt befinden sich 833 Standorte der beiden Energieversorgungsunternehmen in unmittelbarer Nähe vollständig unversorgter Flächen. Diese 833 Standorte könnten potenziell eine Fläche von rund 400 Quadratkilometern abdecken. Die unversorgten Gebiete sind jedoch teilweise stark fragmentiert, sodass einzelne Standorte in vielen Fällen nur sehr kleine Teilflächen – teils nur wenige Quadratmeter – zusätzlich versorgen würden. In den sehr kleinen Teilflächen erscheint das Errichten eines neuen Mobilfunkstandortes eher unwahrscheinlich.\r\nVon den 833 potenziellen Standorten wurden daher 113 identifiziert, die jeweils mehr als 1 Quadratkilometer unversorgter Fläche abdecken könnten. Aufgrund der vergleichsweise großen Versorgungsleistungen könnten diese Standorte für Mobilfunknetzbetreiber besonders attraktiv sein.\r\nDiese besonders attraktiven 113 potenziellen Standorte könnten zirka 256,5 Quadratkilometern unversorgter Fläche abdecken, was einem Anteil unversorgter Fläche von 22,2 Prozent in den beiden Versorgungsgebieten entspricht. Die zusätzliche Versorgung unversorgter Haushalte läge dabei bei 1.577, was einem Anteil von 18,5 Prozent entspricht. Die zusätzliche prozentuale Versorgung aktuell unversorgter Straßen, Bahnstrecken sowie Industrie- und Gewerbegebieten läge dabei bei 23,0 Prozent, 33,8 Prozent und 51,3 Prozent (siehe Tabelle 3-1).\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 11\r\nTabelle 3-1: Potenzielle zusätzliche Weiße-Flecken-Abdeckung besonders attraktiver Standorte\r\n113 potenzielle Standorte mit mehr als 1 Quadratkilometer\r\nWeißer-Flecken-Abdeckung\r\nModellierte Abdeckung weißer Flecken\r\nWeiße Flecken in beiden Versorgungsgebieten insgesamt\r\nProzentualer Anteil\r\nFläche\r\n256,5 km²\r\n1.157,0 km²\r\n22,2 %\r\nHaushalte\r\n1.577\r\n8.529\r\n18,5 %\r\nStraßen\r\n(davon Fernstraße)\r\n1.355,9 km\r\n(13,3 km)\r\n5.903,0 km\r\n(62,1 km)\r\n23,0 %\r\n(21,4 %)\r\nBahnstrecken\r\n8,0 km\r\n23,4 km\r\n33,8 %\r\nIndustrie- und Gewerbegebiete\r\n10.173 m²\r\n19.840 m²\r\n51,3 %\r\nQuelle: Eigene Berechnungen; Mobilfunkmonitoring Bundesnetzagentur, Datenstand 01.2025; Standortdaten zweier Energieversorgungsunternehmen\r\nHinweis: Die Gesamtfläche der Versorgungsgebiete entspricht zirka 16 Prozent der Gesamtfläche der Bundesrepublik Deutschlands (Landfläche). Der Anteil weißer Flecken im Versorgungsgebiet entspricht in etwa dem des Bundesdurchschnittes.\r\nZwischenfazit weiße Flecken\r\nZur Einordnung dieser Ergebnisse wurden diese zudem in Relation zu optimalen neuen Standorten gesetzt, wie sie ein Mobilfunknetzbetreiber oder eine Funkturmgesellschaft gezielt zum Schließen unversorgter Flächen errichten würde. Die Methodik zur Identifikation dieser optimalen Standorte entspricht der in Kapitel 3.2 beschriebenen Vorgehensweise – mit dem Unterschied, dass nicht bestehende Standorte als Ausgangspunkt für die Abdeckung genutzt werden, sondern sämtliche Flächen in und um weiße Flecken einbezogen werden.20\r\nDurch diese Vorgehensweise wird berechnet, dass insgesamt 113 optimale Standorte eine Fläche von 618 Quadratkilometern abdecken könnten. Die Flächenabdeckung der 113 potenziellen Standorten der Energieversorgungsunternehmen entspricht 41,8 Prozent der optimalen Fläche. Der Neubau dieser 113 Standorte, unter der Annahme der\r\n20 Dies erfolgt unter der strikten Annahme, dass diese Flächen auch tatsächlich für potenzielle Mobilfunkstandorte nutzbar und verfügbar wären, was als eher optimistisch einzuschätzen ist. Das Potenzial der optimalen Standorte wird dadurch tendenziell überschätzt.\r\n12 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\nmaximalen Flächenabdeckung mit minimalen Kosten, würde sich daher nur lohnen, wenn die Gesamtkosten maximal 2,4-mal so hoch wären.21\r\nUm eine möglichst realistische Einschätzung potenzieller Investitionen zu erhalten, können öffentlich zugängliche Investitionsdaten herangezogen werden, die im Rahmen der Mobilfunkförderung des Bundes für weiße Flecken veröffentlicht wurden. Dabei lassen sich insbesondere Investitionen in passive Infrastrukturen berücksichtigen, wie sie von der Mobilfunkinfrastrukturgesellschaft (MIG) für alle 267 geförderten Standorte dokumentiert wurden. Diese Standorte befinden sich typischerweise in schwer erschließbaren, ländlichen Gebieten, was in der Regel mit hohen Investitionskosten einhergeht.\r\nDa es sich hierbei um vergleichbare Gebiete handelt (Schließung weißer Flecken), eignen sich diese Werte besonders gut als Vergleichsmaßstab. Für die insgesamt 267 geförderten Standorte wurden im Durchschnitt 1,14 Millionen Euro pro Standort investiert (einschließlich Förder- und Eigenmittel).22\r\nUnter der Maxime der Flächenmaximierung, wie sie durch aktuelle Versorgungsauflagen unterstützt wird, könnten durch die Nutzung bestehender Infrastruktur erhebliche Investitionskosten eingespart werden. In einem kombinierten Ansatz aus neuen und bestehenden Standorten ließen sich weiße Flecken kostenoptimiert und flächendeckend erschließen.\r\nDa es sich bei der Summe der beiden Versorgungsgebiete im Hinblick auf die Fläche weißer Flecken um relativ repräsentative Standorte handelt (etwa zwei Prozent weiße Flecken sowohl in den Versorgungsgebieten als auch bundesweit), könnte allein bei einer 50-prozentigen Nutzung bestehender Infrastruktur etwa 350 Standorte von Energieversorgungsunternehmen verwendet werden. Dies entspräche potenziellen Kosteneinsparungen von nahezu 400 Millionen Euro.23\r\n21 Unsere Berechnungen ergeben, dass 113 optimale Standorte eine Weiße-Flecken-Fläche von 613 km² abdecken könnten, während die 113 Standorte der Energieversorger eine Weiße-Flecken-Fläche von 256,5 km² abdecken. Die Abdeckung durch die Standorte der Energieversorger entspricht somit zirka 41,8 Prozent (256,5 / 613 = 41,8 Prozent) der Fläche der optimalen Standorte. Der Faktor, um mit 113 Standorten 613 km² abdecken zu können, ist somit 1 / 0,418 ≈ 2,4.\r\n22 Siehe Mobilfunkinfrastrukturgesellschaft – Mobilfunkausbau – Mobilfunkförderung - Zuwendungen (2025), online verfügbar unter https://netzda-mig.de/mobilfunkausbau?ext=mig_fundingcalls_fm&idArea=6&tx_migmnexpansion_pi1%5Bcontroller%5D=Area&cHash=c3f093d7e6293418ee4866bfffabea56#result, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n23 Diese vereinfachte Überschlagsrechnung setzt voraus, dass sowohl die Verteilung der weißen Flecken als auch die Verteilung bestehender Standorte von Energienetzbetreibern im Bundesdurchschnitt der exemplarischen Verteilung in den beiden betrachteten Versorgungsgebieten entspricht (113 Standorte × 50 % / 16 % ergibt ca. 350 Standorte bundesweit). Zudem wird angenommen, dass durch die Kombination aus neuen Standorten und bestehenden Standorten von Energienetzbetreibern die Versorgungsauflagen exakt erfüllt, jedoch nicht überschritten werden (d. h. maximal 0,5 Prozent der Fläche Deutschlands dürfen unversorgt bleiben). Darüber hinaus basiert die Berechnung auf der Annahme, dass es sich bei den beispielhaft angenommenen 50 Prozent genutzten Standorten tatsächlich um bestehende Masten handelt – eine Annahme, die durch die vorliegende Zuordnung von Masten zu Grundstücken gestützt wird.\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 13\r\nDarüber hinaus könnten beim Netzausbau enorme Zeitersparnisse realisiert werden, wenn statt der Suche nach neuen, verfügbaren und geeigneten Standorten direkt auf einen Pool nutzbarer Standorte zurückgegriffen werden kann. Gerade im Hinblick auf den zeitlichen Horizont zur Erfüllung der Versorgungsauflagen (Flächenversorgung von 99,5 Prozent ab 2030), sollten bestehende passive Infrastrukturen und Grundstücke genutzt werden.\r\n3.3.2 Nutzungspotenzial zur Schließung weißer und grauer Flecken\r\nBei der Schließung grauer Flecken – also Gebiete, in denen bereits mindestens ein Netzbetreiber Versorgung bietet – können ebenfalls bestehende Infrastrukturen von Energienetzbetreibern genutzt werden.\r\nIm Vergleich zu den weißen Flecken besteht hier jedoch ein deutlich größeres Defizit: Insgesamt werden 14,0 Prozent der Fläche Deutschlands von mindestens einem, aber maximal zwei Mobilfunknetzbetreibern mit 4G oder 5G versorgt. Die Gesamtfläche der weißen und grauen Flecken beträgt somit rund 16,1 Prozent (14,0 % graue Flecken plus 2,1 % weiße Flecken).\r\nIm Unterschied zum Ausbau weißer Flecken, bei dem davon auszugehen ist, dass keine passive Infrastruktur vorhanden ist, könnten Mobilfunknetzbetreiber beim Ausbau grauer Flecken auch bestehende passive Infrastruktur von anderen Mobilfunknetzbetreibern beziehungsweise Funkturmgesellschaften mitnutzen.\r\nDiese Mitnutzung bestehender passiver Mobilfunkinfrastruktur setzt jedoch voraus, dass der bereits genutzte Standort auch die Nutzung durch weitere Mobilfunknetzbetreiber zulässt. Besonders bei Dachstandorten in städtischen Gebieten erlauben die Gebäudestatik sowie die verfügbare Dachfläche häufig nur die Installation von Antennentechnik eines einzelnen Mobilfunknetzbetreibers. Darüber hinaus müssen zum Schutz von Personen Grenzwerte elektromagnetischer Strahlung eingehalten werden, die eine Mehrfachnutzung eines bestehenden Standortes einschränken oder ausschließen können.\r\nDer Umstand, dass es in Deutschland siebenmal so viel unterversorgte Fläche (graue Flecken) wie unversorgte Fläche (weiße Flecken) gibt, ist ebenfalls ein Indiz, dass eine Mehrfachnutzung bestehender passiver Mobilfunkinfrastruktur nicht trivial ist.\r\nDaraus lässt sich ableiten, dass auch beim Ausbau grauer Flecken die Nutzung passiver Infrastruktur von Energieversorgungsunternehmen eine erhebliche Bedeutung erlangen könnte.\r\nAnalog zur Betrachtung reiner weißer Flecken wird im Folgenden die potenzielle Abdeckung von weißen und grauen Flecken analysiert. Insgesamt sind 18,5 Prozent der Fläche in beiden Versorgungsgebieten unversorgt oder unterversorgt – ein Wert, der\r\n14 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\netwas über dem Bundesdurchschnitt von 16,1 Prozent liegt. Die exemplarische Betrachtung der zwei Energieversorgungsunternehmen eignet sich dennoch auch für diese Analyse, wenn auch nicht ganz so repräsentativ wie zuvor.\r\nInsgesamt befinden sich 3.085 Standorte der beiden exemplarisch betrachteten Energieversorgungsunternehmen in unmittelbarer Nähe zu unversorgten und unterversorgten Flächen. Diese 3.085 Standorte könnten potenziell eine Fläche von rund 5.000 Quadratkilometern abdecken.\r\nWie bereits bei der Betrachtung reiner weißer Flecken zeigt sich auch hier, dass die unversorgten und unterversorgten Gebiete teilweise stark fragmentiert sind. In vielen Fällen würden einzelne Standorte daher nur sehr kleine Teilflächen zusätzlich versorgen. In solchen Fällen erscheint der Neubau eines Mobilfunkstandorts wie zuvor eher unwahrscheinlich.\r\nVon den 3.085 potenziellen Standorten wurden 1.008 identifiziert, die jeweils mehr als 1 Quadratkilometer unversorgter oder unterversorgter Fläche abdecken könnten. Aufgrund der vergleichsweise großen Versorgungsleistungen könnten diese Standorte für Mobilfunknetzbetreiber besonders attraktiv sein.\r\nDiese besonders attraktiven 1.008 potenziellen Standorte könnten zirka 4.596 Quadratkilometer unversorgter und unterversorgter Fläche abdecken, was einem Anteil von 43,1 Prozent in den beiden Versorgungsgebieten entspricht. Die zusätzliche Versorgung unversorgter und unterversorgter Haushalte läge dabei bei 110.558, was einem Anteil von 48,7 Prozent entspricht. Die zusätzliche prozentuale Versorgung aktuell unversorgter und unterversorgter Straßen, Bahnstrecken sowie Industrie- und Gewerbegebieten läge dabei bei 42,6 Prozent, 50,5 Prozent und 59,8 Prozent (siehe Tabelle 3-2).\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 15\r\nTabelle 3-2: Potenzielle zusätzliche Weiße- und Graue-Flecken-Abdeckung besonders attraktiver Standorte\r\n1.008 potenzielle Standorte mit mehr als 1 Quadratkilometer\r\nWeißer- und Grauer-Flecken-Abdeckung\r\nModellierte Abdeckung weißer und grauer Flecken\r\nWeiße und graue Flecken in beiden Versorgungsgebieten insgesamt\r\nProzentualer Anteil\r\nFläche\r\n4.569,1 km²\r\n10.596,8 km²\r\n43,1 %\r\nHaushalte\r\n110.558\r\n227.207\r\n48,7 %\r\nStraßen\r\n(davon Fernstraße)\r\n21.948,1 km\r\n(423,5 km)\r\n51.507,8 km\r\n(887,6 km)\r\n42,6 %\r\n(47,7 %)\r\nBahnstrecken\r\n200,7 km\r\n397,4 km\r\n50,5 %\r\nIndustrie- und Gewerbegebiete\r\n4,7 km²\r\n7,9 km²\r\n59,8 %\r\nQuelle: Eigene Berechnungen; Mobilfunkmonitoring Bundesnetzagentur, Datenstand 01.2025; Standortdaten zweier Energieversorgungsunternehmen\r\nHinweis: Die Gesamtfläche der Versorgungsgebiete entspricht zirka 16 Prozent der Gesamtfläche der Bundesrepublik Deutschlands (Landfläche). Der Anteil weißer und grauer Flecken im Versorgungsgebiet entspricht mit 18,5 Prozent etwas mehr als dem des Bundesdurchschnittes (16,1 Prozent).\r\nZwischenfazit graue und weiße Flecken\r\nDie große Anzahl attraktiver Standorte der beiden Energieversorgungsunternehmen verdeutlicht den potenziellen Mehrwert, passive Infrastrukturen dieser Unternehmen beim Ausbau der Mobilfunknetze mitzunutzen.\r\nWie die Berechnungen zeigen, könnten mehr als 40 Prozent der weißen und grauen Flecken sowie nahezu 50 Prozent der Haushalte in den betrachteten, repräsentativen Versorgungsgebieten durch die Errichtung von Mobilfunksendeanlagen an bestehenden, nutzbaren Standorten von Energieversorgungsunternehmen abgedeckt werden.\r\nEin expliziter Vergleich zu optimalen Standorten wurde in dieser Analyse nicht erneut vorgenommen, da die Mitnutzung bestehender Mobilfunkstandorte im Rahmen dieser Studie aufgrund fehlender Daten zu Mitnutzungspotenzialen nicht modelliert werden kann.\r\n16 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\n3.3.3 Nutzungspotenzial zur Nachverdichtung in städtischen Gemeinden\r\nAbschließend zur Analyse des Nutzungspotenzials passiver Infrastrukturen der Energieversorgungsunternehmen soll in diesem Kapitel die Nachverdichtung der Mobilfunknetze beleuchtet werden.\r\nWie in Kapitel 2.1erläutert, fällt Deutschland bei der Mobilfunkqualität im europäischen Vergleich zurück. Besonders im städtischen und halbstädtischen Raum, wo vermehrt Kapazitätsfrequenzen (z. B. 3,6 GHz) zum Einsatz kommen werden, ist voraussichtlich eine Nachverdichtung notwendig, um die steigende Nachfrage nach schnellen und zuverlässigen Mobilfunkdiensten bedienen zu können.\r\nDie georeferenzierten Standorte der beiden exemplarisch betrachteten Energieversorgungsunternehmen können auch in dieser Analyse herangezogen werden, um das Potenzial von Energieversorgungsunternehmen zu bewerten.\r\nBesonders in städtischen Gemeinden (Einwohnerdichte größer oder gleich 500 Einwohner pro Quadratkilometer) ist eine hohe Anzahl potenzieller Mobilfunkstandorte vorhanden. In den städtischen Gemeinden, in denen eins der beiden Energieversorgungsunternehmen einen Standort hat, sind im Durchschnitt mehr als 32 potenzielle Mobilfunkstandorte in den jeweiligen Gemeinden vorhanden. Dies entspricht einer durchschnittlichen Standortdichte von 1,1 Standorten pro Quadratkilometer (bzw. 1,4 Standorten pro 1.000 Einwohner).\r\nDieses hohe Standortangebot könnte die Suche nach geeigneten Standorten bei der Nachverdichtung, aber auch bei einem Standortwechsel, erheblich erleichtern. Bezüglich der Verteilung passiver Infrastruktur in städtischen Gemeinden veranschaulicht Abbildung 3-2 das Netz eines Mobilfunknetzbetreibers im Vergleich zur passiven Infrastruktur eines Energieversorgungsunternehmens. Dabei wurden mithilfe einer Nächster-Nachbar-Suche für die tatsächlichen Mobilfunkstandorte die jeweils nächstgelegenen, potenziell nutzbaren Standorte eines Energieversorgungs-unternehmens als Substitute ermittelt. Am Beispiel einer deutschen Großstadt wurden rund 300 reale Mobilfunkstandorte durch etwa 90 Standorte der Energieversorgungsunternehmen ersetzt. Bei einem angenommenen Versorgungsradius von 2.600 Metern ergibt sich in diesem Szenario eine Flächenabdeckung von 99,2 Prozent.\r\nIn besonders dicht besiedelten, innenstädtischen Bereichen wäre für eine ausreichende Netzkapazität eine größere Anzahl an Standorten erforderlich. Das Beispiel zeigt jedoch deutlich, dass eine flächendeckende Versorgung grundsätzlich durch Mitnutzung bestehender passiver Infrastruktur möglich ist und das enorme Potenziale der Mitnutzung neben unversorgten und unterversorgten Gebieten auch in städtischen und halbstädtischen Gemeinden vorliegen.\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 17\r\nAbbildung 3-2: Beispielhafte Darstellung einer Gesamtsubstitution eines tatsächlichen Mobilfunknetztes durch passive Infrastruktur eines Energienetzbetreibers in einer deutschen Großstadt\r\nQuelle: Eigene Darstellung; GeoBasis-DE / BKG (2024), EMF-Karte der Bundesnetzagentur (2025) für die Makrostandorte eines Mobilfunknetzbetreibers; Standortdaten eines Energieversorgungsunternehmens. Die Gemeindegrenzen wurden zur Anonymisierung in der Darstellung leicht angepasst.\r\n4 Fazit\r\nEinzelne Mobilfunknetzbetreiber haben im Rahmen des Prozesses zur Verlängerung bestehender Frequenznutzungsrechte die angedachten Versorgungsauflagen der Bundesnetzagentur angesichts der damit verbundenen hohen Kosten als unverhältnismäßig kritisiert.24 Ebenso wurde der zeitliche Horizont zur Erfüllung der Auflagen kritisiert. So argumentierte ein Mobilfunknetzbetreiber, dass „eine verzögerungsfreie Umsetzung von Versorgungsauflagen oftmals auch an der Unterstützung durch Behörden und Kommunen oder Stadtwerke / Energieversorger bei der Grundstücksbereitstellung [abhängt]“ (Telefónica Germany GmbH & Co. OHG\r\n24 Deutsche Telekom AG und Telekom Deutschland GmbH (2024), Stellungnahme zur Konsultation der Bundesnetzagentur zum „Entwurf einer Entscheidung über die Nichtanordnung eines Vergabeverfahrens und Verlängerung von Frequenzen in den Bereichen 800 MHz, 1.800 MHz und 2.600 MHz sowie einer Entschließung zur späteren Durchführung eines wettbewerblichen Verfahrens“, Juli 2024, öffentliche Fassung, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/Telekommunikation/Breitband/MobilesBreitband/start.html, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n18 Mobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern\r\n(2024), S. 26, Absatz 3)25. Oder es wurden die Schwierigkeiten bei der Standortsuche vorgetragen, die die Umsetzung der Auflagen erschweren können.26\r\nDie vorliegende Studie zeigt, dass die vorhandenen Infrastrukturen von Energieversorgern einen Beitrag zur Umsetzung von Versorgungsauflagen leisten können. Dadurch können Kosten eingespart werden und das Anbringen neuer Antennen kann schneller erfolgen. Davon profitieren die Mobilfunknetzbetreiber und schlussendlich auch die Endkunden. Die Mobilfunkversorgung kann sich schneller verbessern.\r\nDie Analyse zeigt, dass mit relativ geringem Aufwand und überschaubaren Kosten über 20 Prozent der reinen weißen Flecken und sogar über 40 Prozent der weißen und grauen Flecken in den Versorgungsgebieten abgedeckt werden könnten. Zumindest was die Fläche der weißen und grauen Flecken innerhalb der betrachteten Versorgungsgebiete angeht, können diese Ergebnisse als repräsentativ für die gesamte Bundesrepublik angesehen werden.\r\nNeben Einsparungen bei Kosten und Zeit spart die Mitnutzung bestehender Infrastruktur natürliche Ressourcen und trägt so zu einem ökologisch nachhaltigen Handeln bei. Trotz eines neu eingeführten überragenden öffentlichen Interesses beim Netzausbau27 könnten so natürliche Ökosysteme vor erneuten Eingriffen geschützt werden. Dies ist hier von besonderer Relevanz, da unversorgte und unterversorgte Gebiete überproportional häufig in besonders schützenswerten Gebieten liegen.\r\nIm Ergebnis müssten die Mobilfunknetzbetreiber aus betriebswirtschaftlichen, ökologischen und regulatorischen Gründen ein vitales Interesse haben, auf Bestandsinfrastrukturen zurückzugreifen.\r\n25 Telefónica Germany GmbH & Co. OHG (2024), Stellungnahme zum Entwurf einer Entscheidung über die Nichtanordnung eines Vergabeverfahrens und Verlängerung von Frequenzen in den Bereichen 800 MHz, 1.800 MHz und 2.600 MHz sowie einer Entschließung zur späteren Durchführung eines wettbewerblichen Verfahrens der Präsidentenkammer der Bundesnetzagentur, 19. Juli 2024, öffentliche Fassung, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/Telekommunikation/Breitband/MobilesBreitband/start.html, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n26 Vodafone GmbH (2024), Stellungnahme zum Konsultationsentwurf einer Entscheidung zur Verlängerung von Frequenzen in den Bereichen 800 MHz, 1,8 GHz und 2,6 GHz (BK1-22/001), 12. Juli 2024, Nicht-vertrauliche Fassung, online verfügbar unter https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/Telekommunikation/Breitband/MobilesBreitband/start.html, zuletzt abgerufen am 09.07.2025.\r\n27 Siehe Deutscher Bundestag, Drucksache 21/319 vom 03.06.2025, Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Telekommunikationsgesetzes und zur Feststellung des überragenden öffentlichen Interesses für den Ausbau von Telekommunikationsnetzen (TKG-Änderungsgesetz 2025), online verfügbar unter https://dserver.bundestag.de/btd/21/003/2100319.pdf, zuletzt abgerufen am 09.07.2025. Dieser Entwurf wurde vom Bundestag und Bundesrat am 26.06.2025 in unveränderter Fassung angenommen (Deutscher Bundestag 2025, Bundestag ändert das Telekommunikationsgesetz 2./.3. Lesung, online verfügbar unter https://www.bundestag.de/dokumente/textarchiv/2025/kw23-de-telekommunikationsgesetz-1076002 und Bundesrat, Drucksache 285/25, online verfügbar unter https://www.bundesrat.de/SharedDocs/drucksachen/2025/0201-0300/285-25.pdf?__blob=publicationFile&v=1, zuletzt abgerufen am 09.07.2025).\r\nMobilfunkausbau und passive Infrastrukturen von Energieversorgern 19\r\nDass im Grundsatz eine Zusammenarbeit von Mobilfunknetzbetreibern und Funkturmgesellschaften, die gesellschaftsrechtlich nicht verbunden sind, möglich ist, zeigt die abgeschlossene Mobilfunkförderung des Bundes. Hier haben Funkturmgesellschaften Standorte realisiert, die in der Vergangenheit nicht für den Mobilfunknetzbetreiber tätig wurden.\r\nAls konkrete Handlungsempfehlung ist ein aktiver Austausch zwischen Energieversorgungsunternehmen und Mobilfunknetzbetreibern zu benennen. Im Rahmen eines „Runden Tisches“, unter Einbindung weiterer Akteure aus der öffentlichen Hand auf Kommunal- und Landesebene, die ebenfalls ein hohes Interesse an einem beschleunigten Mobilfunkausbau haben, sollten erste Absichtserklärungen erarbeitet werden.\r\nFür die finale Ausgestaltung der Zusammenarbeit könnte eine unabhängige, koordinierende Stelle eingerichtet werden. Diese Instanz könnte als Vermittlerin zwischen Energieversorgungsunternehmen und Mobilfunknetzbetreibern agieren, indem sie die passiven Infrastrukturen der Energieversorger mit den Suchkreisen für neue Mobilfunkstandorte abgleicht. Diese Funktion könnte beispielsweise die Mobilfunkinfrastrukturgesellschaft (MIG) übernehmen, die sich im Markt bei der Schließung von weißen Flecken etabliert hat.\r\nEin neutraler Vermittler würde die Datensouveränität der jeweiligen Parteien sicherstellen. So würden die Daten der Energieversorgungsunternehmen auf einer geschützten Plattform hinterlegt werden, ohne dass sie vollständig an Mobilfunknetzbetreiber übermittelt werden müssten. Umgekehrt müssten auch die Suchkreise der Mobilfunknetzbetreiber nicht vollständig offengelegt werden, sondern würden nur dann an die Energieversorgungsunternehmen weitergegeben werden, wenn dort tatsächlich geeignete Infrastrukturen vorhanden sind.\r\nSofern es seitens der Mobilfunknetzbetreiber nicht zu einer Prüfung kommt, inwieweit vorhandene passive Infrastrukturen zur Erfüllung von Versorgungsauflagen beitragen können, wäre dies allein auf das betriebswirtschaftliche Interesse der am Markt führenden Funkturmgesellschaften zurückzuführen. Im Fall einer Nichterfüllung von Versorgungsauflagen müsste die Bundesnetzagentur prüfen, ob die im Rahmen dieser Studie exemplarisch betrachteten Infrastrukturen und Liegenschaften hätten Verwendung finden können."},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019475","regulatoryProjectTitle":"Ablehnung der Fortführung des EU-Trilogs zur Green Claims Directive","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/73/20/612435/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080001.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nTo the attention of Ambassador Søren Jacobsen, Deputy Permanent Representative, Danish Presidency of the Council of the European Union\r\nSubject: Request to the Council Presidency Not to Resume Discussions on the Green Claims Directive\r\nDear Ambassador Jacobsen, 8 July 2025\r\nthe undersigned associations, representing a significant share of the German economy, continue to follow developments surrounding the Green Claims Directive (GCD) with great concern.\r\nWe welcome the fact that the proposal no longer holds a majority in the European Parliament and the Council, as it would have led to excessive bureaucracy in the Member States—without delivering tangible benefits for either consumers or the environment. For this reason, and for those outlined below, we respectfully urge you, to promote the suspension of the dossier during your presidency.\r\nSymbolic exemptions do not solve real problems The exemption currently under discussion for micro-enterprises would have little to no practical effect. Most micro-enterprises operate in local retail or crafts and do not make complex\r\n2\r\nenvironmental claims. They would hardly be affected—making the exemption largely symbolic. Meanwhile, the significant burden on small and medium-sized enterprises (SMEs) remains unchanged, particularly due to extensive pre-certification obligations and bureaucratic documentation requirements. This undermines efforts toward SME-friendly regulation and sends a damaging signal for the European economic area.\r\nLack of evidence and serious deficiencies in the impact assessment There is still no independent, robust impact assessment specifically for the Green Claims Directive. The Commission merely refers to the impact assessment of the EmpCo Directive, despite both initiatives differing significantly in objectives and regulatory intensity.\r\nKey issues include:\r\n•\r\nThere is no solid evidence proving that pre-certification or communication bans, as foreseen in the GCD, are necessary or effective.\r\n•\r\nThe proposals rely on outdated data from 2020, speculative assumptions, or subjective estimates from market participants with vested interests.\r\n•\r\nCost forecasts for pre-certification are inconsistent, non-transparent, and methodologically questionable.\r\n•\r\nLegal uncertainty persists: Certificates of conformity have no binding effect on courts or authorities.\r\n•\r\nTwo recent court rulings demonstrate that existing legal frameworks, such as the Unfair Commercial Practices Directive (UCPD), are already effective in protecting consumers from unsubstantiated or misleading green claims.\r\nThese weaknesses starkly contradict the principles of the Commission’s \"Better Regulation\" initiative, which calls for legislation to be evidence-based, proportionate, and practical.\r\nSimplified procedure without simplification The so-called \"simplified procedure\" that was under discussion in the trilogue provides no real relief. On the contrary: it is vague, administratively burdensome, and legally uncertain. The conditions for applicability—such as the exclusion of climate-related claims or unclear documentation requirements—severely limit their practical usefulness. Genuine self-declaration is virtually impossible, as the evidence requirements remain extensive and unpredictable.\r\nRelation to the EmpCo Directive The Directive on empowering consumers for the green transition has already introduced a high level of protection against misleading environmental claims and is to be transposed by March 2026. Any additional regulation before assessing its effectiveness would not only be premature but also legally questionable. The GCD represents a deep intrusion into freedom of expression—without sufficient justification for the severity of the interference.\r\nA legally mandated pre-certification—combined with unclear procedures for self-declaration—constitutes an unjustified encroachment on entrepreneurial and commercial freedom of speech. It is neither necessary nor proportionate.\r\nConclusion Given the serious flaws in the concept, data basis, and regulatory architecture of the GCD, we strongly urge you to not continue the trilogue process. An exemption for micro-enterprises is not sufficient to make the directive viable. Instead, it threatens to become a bureaucratic burden that\r\n3\r\ndisproportionately affects the very companies that are vital to the green transition. Moreover, the initiative has lost the political support it requires.\r\nSincerely,\r\nOliver Zander Director General Arbeitgeberverband Gesamtmetall e.V. Transparency Register No: 03004067068-71\r\nProf. Dr. Holger Paesler Managing Director Arbeitsgemeinschaft Privater Rundfunk (APR) Transparency Register No: 97718327188-10\r\nViola Rocher Managing Director EU-Representation Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Transparency Register No: 20457441380-38\r\nHolger Lösch Deputy Director General Bundesverband der Deutschen Industrie e. V. (BDI) Transparency Register No: 1771817758-48\r\nAngelika Wiesgen-Pick Managing Director Bundesverband der Deutschen Spirituosen-Industrie und -Importeure e. V. (BSI) Transparency Register No: 71253121277-71\r\nJulia Rohmann Environmental Protection / Occupational Safety Officer Bundesverband Druck und Medien e. V. Transparency Register No: 239421352786-10\r\nAntonin Finkelnburg Director General Bundesverband Großhandel, Außenhandel, Dienstleistungen (BGA) e. V. Transparency Register No: 185689791629-60\r\nMarcel Winter Head of BVE Brussels Office Bundesvereinigung der Deutschen Ernährungsindustrie e.V. Transparency Register No: 700829026603-04\r\nDaniela Henze Head of Public Affairs and the Berlin Office DDV Deutscher Dialogmarketing Verband e. V. Transparency Register No: 746834522404-78\r\nHolger Eichele Director General Deutscher Brauer-Bund Transparency Register No: 50878746386-39\r\nDr. Daniel Mitrenga Member of the Executive Board | Head of European Policy Department DIE FAMILIENUNTERNEHMER e.V. Transparency Register No: 086648916736-69\r\nGDV – Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e. V. Jörg Asmussen Chief Executive Officer, Member of the Executive Board Transparency Register No: 6437280268-55\r\nDr. Ralf Nöcker Director General Gesamtverband Kommunikationsagenturen GWA e.V.\r\nAntje Gerstein Managing Director Handelsverband Deutschland – HDE e.V. Transparency Register No: 31200871765-41\r\nOliver Wieck Secretary General ICC Germany e. V. Internationale Handelskammer\r\nAnna Hackstein Managing Director Industrieverband Garten e.V. Transparency Register No: 647151635726-29\r\n4\r\nChristoph Minhoff Director General Lebensmittelverband Deutschland e. V. Transparency Register No: 583851318567-80\r\nProf. Dr. Christoph Fiedler Managing Director for European and Media Policy MVFP Medienverband der freien Presse e. V. Transparency Register No: 876509717508-94\r\nDorothee Brakmann General Manager Pharma Deutschland e.V. Transparency Register No: 945120918083-26\r\nDaniela Beaujean Managing Director VAUNET – Verband Privater Medien e. V. Transparency Register No: 530146591621-49\r\nMartin Ruppmann Managing Director Verband Cosmetic Professional e.V. Transparency Register No: 438063816019-93\r\nJürgen Mindel Managing Director Verband der Automobilindustrie e.V. (VDA) Transparency Register No: 9557 4664 768-90\r\nDr. Reiner Münker Executive Member of the Presidium Zentrale zur Bekämpfung unlauteren Wettbewerbs Frankfurt am Main e.V. Transparency Register No: 241125238825-58\r\nDr. Bernd Nauen Director General Zentralverband der deutschen Werbewirtschaft ZAW e.V. Transparency Register No: 12238962750-40\r\nDr. Wolfgang Weber CEO ZVEI e. V. Verband der Elektro- und Digitalindustrie Transparency Register No: 94770746469-09"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"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":21}}]},"sendingDate":"2025-07-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019475","regulatoryProjectTitle":"Ablehnung der Fortführung des EU-Trilogs zur Green Claims Directive","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a5/7b/624008/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300239.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":"19. September 2025\r\nKeine Wiederaufnahme der Gespräche zur Green Claims Directive\r\n,\r\nwir beobachten mit Sorge, dass die dänische Ratspräsidentschaft versucht, die Gespräche zur Green Claims Directive (GCD) wiederaufzunehmen und Deutschland für eine Zustimmung im Rat zu gewinnen. Nach unserer Auffassung fehlt hierfür jede inhaltliche Grundlage.\r\nDie GCD stellt eine überflüssige Doppelstruktur dar. Mit der laufenden Umsetzung der EmpCo-Richtlinie wird in den Mitgliedstaaten nach und nach ein umfassendes Regelwerk geschaffen, das irreführende Umweltwerbung adressiert und den Verbraucherschutz stärkt. Bereits heute zeigt sich, dass Gerichte selbst vor Umsetzung der EmpCo-Richtlinie mithilfe des UWG solche Fälle wirksam erfassen können. Zusätzliche Regulierung würde lediglich Doppelstrukturen schaffen und wertvolle Ressourcen binden, ohne erkennbaren Mehrwert.\r\nEtwaige „Kompromisslinien“, etwa eine freiwillige Vorabzertifizierung, können den inhaltlich wie strukturell mangelhaften Entwurf nicht mehr retten. Zertifizierungsstellen und Durchsetzungsbehörden müssten in den Mitgliedstaaten dennoch eingerichtet werden. Zudem ist absehbar, dass auf dieser Grundlage in wenigen Jahren eine verpflichtende Regulierung nachgeschoben würde, die zulasten der KMU ginge, die sich aus finanziellen und organisatorischen Gründen keinen Vorsprung im Wettbewerb sichern konnten.\r\nHinzu kommt, dass zentrale Schwächen des Vorschlags, auf die wir wiederholt hingewiesen haben, bislang nicht ausgeräumt wurden: Eine unabhängige und tragfähige Folgenabschätzung liegt bis heute nicht vor. Die Kommission stützt sich lediglich auf die Arbeiten zur EmpCo-Richtlinie, obwohl\r\nZielsetzung und Eingriffstiefe erheblich differieren. Vorhandene Rechtsinstrumente (wie die UCPD/ das UWG) haben sich bereits als wirksam erwiesen, um irreführende Green Claims zu unterbinden.\r\nWir möchten Sie daher nachdrücklich bitten, sich nicht auf vermeintliche Kompromissvorschläge einzulassen. Deutschland sollte klar bei seiner bisherigen Linie bleiben: Die Green Claims Directive ist weder erforderlich noch sinnvoll und zudem kontraproduktiv, besonders im Hinblick auf die angestrebte Entbürokratisierung.\r\nMit freundlichen Grüßen\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. www.bdew.de Lobbyregister-Nr. R000888\r\nBDZV - Bundesverband Digitalpublisher und Zeitungsverleger e.V. www.bdzv.de Lobbyregister-Nr. R002036\r\nBundesverband der Deutschen Industrie e. V. (BDI) www.bdi.eu Lobbyregister-Nr. R000534\r\nBundesverband der Deutschen Spirituosen-Industrie und -Importeure e. V. (BSI) www.spirituosen-verband.de Lobbyregister-Nr. R000398\r\nBundesverband Druck und Medien e. V. www.bvdm-online.de Lobbyregister-Nr. R004690\r\nBundesverband Großhandel, Außenhandel, Dienstleistungen (BGA) e. V. www.bga.de Lobbyregister-Nr. R001756\r\nBundesvereinigung der Deutschen Ernährungsindustrie e.V. www.ernaehrungsindustrie.de Lobbyregister-Nr. R000283\r\nDDV Deutscher Dialogmarketing Verband e. V. www.ddv.de Lobbyregister-Nr. R000076\r\nDeutscher Brauer-Bund e.V. www.brauer-bund.de Lobbyregister-Nr. R000424\r\nDIHK | Deutsche Industrie- und Handelskammer www.dihk.de\r\nDIE FAMILIENUNTERNEHMER e.V. www.familienunternehmer.eu Lobbyregister-Nr. R000433\r\nGDV – Gesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e. V. www.gdv.de Lobbyregister-Nr. R000774\r\nHandelsverband Deutschland - HDE - e.V. www.einzelhandel.de Lobbyregister-Nr. R000479\r\nICC Germany e. V. Internationale Handelskammer www.iccgermany.de Lobbyregister-Nr. R004496\r\nIndustrieverband Garten e.V. www.ivg.org Lobbyregister-Nr. R001198\r\nLebensmittelverband Deutschland e. V. www.lebensmittelverband.de Lobbyregister-Nr. 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R002101"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz (BMJV)","shortTitle":"BMJV","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019476","regulatoryProjectTitle":"Änderung gesetzlicher Rahmenbedingungen zur Beschleunigung der Energiewende bis 2030","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/51/99/612437/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080002.pdf","pdfPageCount":72,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Fortschritts-\r\nmonitor 2025\r\nEnergiewende\r\n\r\n\r\n\r\nDie Energiewende ist 2024 wieder weiter vorangeschritten. Der Anteil Die Energiewende ist und bleibt eine Mammutauf-\r\n\r\nan Erneuerbaren Energien (EE) am Bruttostromverbrauch ist im Jahr gabe. Mit der neuen Bundesregierung werden 2025 \r\nneue energiepolitische Entscheidungen für die  \r\n\r\n2024 auf 55 % angestiegen, parallel konnten bis einschließlich 2024 Energie- und Klimapolitik getroffen, um den Rahmen \r\n\r\nEmissionsminderungen von 48 % gegenüber 1990 realisiert werden. für einen erfolgreichen Übergang zur Klimaneutra- \r\nlität zu schaffen. \r\n\r\nIn den nächsten Jahren sind weitere Emissionsminderungen in den \r\nSektoren Strom, Wärme und Verkehr erforderlich. Dazu muss der Der Übergang zur Klimaneutralität kann nur mit  \r\n\r\neiner erfolgreichen Umsetzung der Energiewende in \r\nAnteil Erneuerbarer Energien und die Netze weiterhin konsequent aus- Deutschland gelingen. Dazu müssen die Rahmen- \r\n\r\nbedingungen in einem tragfähigen Gesamtkonzept \r\ngebaut werden. so gesetzt werden, dass die Versorgungssicherheit \r\n\r\ndurch eine klare Kraftwerksstrategie und den syn-\r\n\r\nFortschrittsmonitor chronen Ausbau Erneuerbarer Energien mit dem \r\nNetzausbau gewährleistet wird, während gleichzeitig \r\nbezahlbare Preise für Industrie und Verbraucher  \r\nsichergestellt sind. Dabei rückt der markt- und \r\n\r\n2025 netzdienliche Einsatz dezentraler Flexibilitäten wie \r\nSpeicher, Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge  \r\nzunehmend in den Fokus. Daneben sind der Markt-\r\nhochlauf der Wasserstoffwirtschaft und der Aufbau \r\nder Infrastruktur einschließlich der Wasserstoff- \r\nspeicher wichtig.\r\n\r\nDer „Fortschrittsmonitor 2025“ betrachtet in der \r\nvorliegenden Fassung ganzheitlich den Fortschritt \r\nder letzten Jahre in den einzelnen Bereichen, unter-\r\nsucht unter Berücksichtigung der aktuellen Entwick-\r\nlungen verschiedene Aspekte der Energiewende \r\nin Deutschland, einschließlich ihrer volkswirtschaft-\r\nlichen und politischen Dimensionen, und analysiert \r\ndie Zielerreichung.\r\n\r\n\r\n\r\nEnergie- und  Klimaneutrale Management \r\nvolkswirtschaftliche Gase\r\nBetrachtung Seite 25\r\nSeite 6 Summary\r\n\r\nAusbau der erneuerbaren\r\nStromerzeugung\r\nSeite 14\r\n\r\nDie Energiewende ist 2024 wieder weiter vorangeschrit-\r\nEnergienetze Verkehrswende ten. Dies gilt vor allem für den Ausbau der Erneuerbaren \r\nSeite 35 Seite 59 Energien. Dieser ist auch in den nächsten Jahren zu  \r\n\r\nerwarten, jedoch verstärkt unter der Maßgabe einer bes-\r\nseren Abstimmung zwischen dem Ausbau der Erneuer-\r\nbaren Energien und einer Stärkung der Energienetze. \r\nAm Gelingen dieser besseren Abstimmung wird auch die \r\nneue Regierung gemessen werden. Ebenso muss sie \r\ndurch ein neues Strommarktdesign steuerbare Kraft-\r\nwerke und Flexibilitäten anreizen, Kontinuität und Praxis- \r\ntauglichkeit in der Wärmewende gewährleisten und auch \r\nim Verkehr sowie in der Industrie die Elektrifizierung  \r\nvorantreiben. Schließlich muss nach dem Rechtsrahmen \r\nzum Aufbau eines H2-Kernnetzes endlich der Markt- \r\nhochlauf des Wasserstoffs durch unterschiedliche Instru-\r\n\r\nWärmewende mente und Förderungen gelingen.\r\nSeite 50\r\n\r\nFür die einzelnen Bereiche gab es die folgenden \r\nFortschritte\r\n\r\n\r\n\r\nEnergie- und volkswirtschaftliche Ausbau der erneuerbaren Klimaneutrale \r\nBetrachtung, Seite 6 Stromerzeugung, Seite 14 Gase, Seite 25\r\nDie voranschreitende Energiewende erfordert zuneh- Der Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostrom- Die rückläufige Wasserstoffproduktion ohne derzei-\r\nmend ein flexibleres Marktsystem. Neben dem Aus- verbrauch erreichte 2024 mit 55 % erneut ein Niveau tige Substitution durch nachhaltige Produktion steht \r\nund Umbau der Netze und der Dekarbonisierung des oberhalb des EEG-Zielpfades. Allerdings bleibt trotz in einem Widerspruch zum prognostizierten Bedarf \r\nKraftwerksparks rückt auch die Integration dezen- eines dynamischen Zubaus bei PV (+17,0 GW) der von 95–130 TWh 2030, was einen beschleunigten \r\ntraler Flexibilitäten wie Speicher, Wärmepumpen und Windenergieausbau hinter den Zielvorgaben zurück. Kapazitätsausbau oder verstärkte Importe erfordert.  \r\nElektrofahrzeuge in den Fokus. Regulierungs- und  Fortschritte bei Genehmigungen sind erkennbar, Von den angestrebten 10 GW Elektrolysekapazität  \r\nInfrastrukturhürden limitieren noch die Nutzung de-  jedoch bestehen weiterhin erhebliche Hürden. Die bis 2030 sind gegenwärtig nur 1,6 GW gesichert,  \r\nzentraler Flexibilität. Ein zukunftsfähiges Marktde- ungesteuerte Einspeisung erfordert Anpassungen wodurch die Realisierbarkeit des angestrebten Ziels  \r\nsign muss diese Herausforderungen berücksichtigen, zur Sicherung der Netzstabilität, die wachsende Be- gefährdet wird. Eine Optimierung der rechtlichen \r\ndenn eine ins bestehende System eingebettete  deutung von Batteriespeichern für die Netzstabilität Rahmenbedingungen und gezielte Fördermaßnah-\r\ndezentrale Verbrauchs- und Erzeugungssteuerung unterstreicht die Notwendigkeit regulatorischer An- men sind daher von entscheidender Bedeutung, um \r\nkönnte die Systemkosten signifikant senken. passungen und gezielter Maßnahmen, um den Wind- den Markthochlauf zu gewährleisten und Unsicher-\r\n\r\nkraftausbau zu beschleunigen, Genehmigungspro- heiten bezüglich der Marktpreise, der Infrastruktur \r\nzesse zu optimieren und die Netzintegration Erneuer- und des Transports zu beseitigen.\r\nbarer Energien voranzutreiben.\r\n\r\n| 4 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nEnergienetze, Seite 35 Wärmewende, Seite 50 Verkehrswende, Seite 59\r\n\r\nDie Stromnetze werden, flankiert durch den Smart- Der Markt für neu verkaufte Wärmeerzeuger erlebte Der Absatz von E-Autos war im vergangenen Jahr \r\nMeter-Rollout und eine stärkere Digitalisierung, in 2024 einen drastischen Rückgang auf etwa die Hälfte erstmalig rückläufig. Aufgrund nationaler Besonder-\r\nden kommenden Jahren weiter ausgebaut. Aufgrund des Vorjahres. Neben den Vorzieheffekten 2023 war heiten wie des Auslaufens der Förderung entwickelte \r\nbegrenzter Ressourcen ist eine Fokussierung auf die dies auch bedingt durch politische Unsicherheiten  sich der deutsche Markt unterdurchschnittlich, \r\nUmsetzung der Energiewende notwendig. Um deren im Zusammenhang mit dem Gebäudeenergiegesetz. konnte sich aber als eigenständig funktionierender \r\nFinanzierung zu ermöglichen, muss der regulato- Der Bestand an Wärmepumpen hat sich nur marginal Markt etablieren. Trotz des schwächelnden E-Auto-\r\nrische Rahmen langfristig eine angemessene Verzin- erhöht. Während der Anteil Erneuerbarer Energien Marktes setzte sich der Ladesäulenausbau mit  \r\nsung gewährleisten. Zudem wird der Erhalt der Sys- und Abwärme am Wärmeverbrauch zwischen 2019 hohem Tempo fort. Im Bereich der Nutzfahrzeuge ist \r\ntemstabilität immer wichtiger. Für Gasnetze wurden und 2022 langsam anstieg, verharrt die Wärme- ein leichter Rückgang auf niedrigem Niveau zu ver-\r\nerste wichtige Rahmenbedingungen geschaffen,  wende seitdem bei etwa 18 %. Ähnlich verhält es sich zeichnen. Im Langstreckenverkehr wird ein Hochlauf \r\num deren Transformation einzuleiten. Für höhere  mit der Fernwärme, deren Anteil am deutschen  erwartet, sobald die Modellverfügbarkeit zunimmt.\r\nPlanungssicherheit aller ist zügig ein gesicherter Wärmemarkt 2024 bei knapp 10 % stagnierte. Positiv \r\nRechtsrahmen für die Transformation der Gasnetze ist, dass sehr viele Kommunen mit der Wärmeplanung \r\nzu schaffen. bereits begonnen haben.\r\n\r\n| 5 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nEnergie- und  \r\nvolkswirtschaftliche \r\nBetrachtung\r\n■\t In diesem Abschnitt erfolgt ein einleitender Überblick \r\n\r\nzum Stand der Energiewende samt Ausblick.\r\n■\t Energiewirtschaftliche Kennzahlen zur Entwicklung  \r\n\r\nder Treibhausgasemissionen und Anteile Erneuerbarer \r\nEnergien berücksichtigen den bis 2024 erzielten Stand \r\nund die Entwicklung relevanter Rahmenbedingungen.\r\n\r\n■\t Marktentwicklungen, externe Faktoren und die techno- \r\nlogische Entwicklung verändern den Strommarkt und  \r\nerfordern zunehmend mehr Flexibilität im System. Kennzahl\r\n\r\n■\t In der volkswirtschaftlichen Betrachtung wird der Fokus \r\ndaher auf die dezentrale Erzeugung und den Verbrauch Entwicklu\r\n\r\ngelegt.\r\n■\t Die Potenziale zur flexiblen Steuerung sind bei adäquater \r\n\r\nVernetzung auf dieser Ebene enorm und können maß-\r\ngeblich zur System- und Versorgungssicherheit beitragen.\r\n\r\n■\t Die Vernetzung und marktliche Einbindung nimmt zu, \r\nreicht aber noch nicht aus, um die Potenziale schon aus-\r\nreichend zu heben. 1ng der Treibhausgasemissionen nach  \r\n\r\nSektoren gemäß Klimaschutzgesetz (KSG)\t 7\r\n\r\nEntwicklung der Anteile Erneuerbarer Energien  \r\nin den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr\t 8\r\n\r\nZiele der Energiemärkte unter neuen  \r\nHerausforderungen\t 9\r\n\r\nStrommarkt der Zukunft: flexibel in Angebot  \r\nund Nachfrage\t 10\r\n\r\nGrößeres Portfolio haushaltsnaher Flexibilität  \r\nkann Netzbelastung verringern\t 11\r\n\r\nDezentrale Flexibilitäten \r\nVoraussetzungen für Integration\t 12\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 13  \r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nEntwicklung der Treibhausgas- Ambitionierte Ziele\r\nemissionen nach Sektoren  der Energiewende\r\n\r\ngemäß Klimaschutzgesetz (KSG) ■\t Bis 2030 sollen die Treibhausgasemissionen um ins- Ausblick\r\ngesamt 65 % zurückgehen (im Vergleich zu 1990).\r\n\r\n■\t\r\n■\t Bis einschließlich 2024 konnten die Gesamtemissio- In den nächsten Jahren sind weitere Emissionsminde-\r\n\r\nEntwicklung der Treibhausgasemissionen [Mio. t CO2-Äquivalente]] nen um 48 % gegenüber 1990 gemindert werden.  rungen in allen Sektoren erforderlich. Dazu muss der \r\n\r\nIm Vergleich zum Vorjahr 2023 bedeutet dies eine Ver- Anteil Erneuerbarer Energien weiterhin konsequent \r\n42 ausgebaut werden.\r\n\r\n1.200 ringerung der Emissionen um 3,4 %.\r\n85\r\n\r\n■\t Die Energiewirtschaft hat ihre Emissionen 2024 um  \r\n163\r\n\r\n30 18 Mio. t — das entspricht 61 % gegenüber 1990 — \r\n1.000\r\n\r\n72 1990\r\n12 gemindert und damit den überwiegenden Anteil zum \r\n68 Rückgang der gesamten Emissionen beigetragen.  \r\n\r\n210 181\r\n7 Allerdings wurde dieses Ergebnis im Jahr 2024 nicht \r\n\r\n800\r\n150 6\r\n\r\n67 6 6 nur durch den Ausbau Erneuerbarer Energien (EE) \r\n65 64\r\n\r\n167 66 5\r\n5 erreicht, sondern auch durch vermehrte Importe, \r\n\r\n143 164\r\n145 63\r\n\r\n600 278 148 62 deren Emissionen am Erzeugungsort bilanziert werden.\r\n146 65 %\r\n\r\n145\r\n167 122 143 ■\t In den übrigen Sektoren wurden nur geringe Emissions- \r\n\r\n119\r\n184 111 Bis 2030 sollen die Treibhausgasemissionen\r\n\r\n122 4 minderungen oder nahezu unveränderte Emissionen \r\n400 103\r\n\r\n101 56 um insgesamt 65 % zurückgehen.\r\nverzeichnet.\r\n\r\n179 180 164 85\r\n173 153\r\n\r\n475 153 67\r\n\r\n200 391 373\r\n118\r\n\r\n258 246 257\r\n219 203\r\n\r\n185\r\n108\r\n\r\n0\r\n1990 2000 2010 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2030\r\n\r\nKSG-Ziel \r\n\r\nAbfallwirtschaft und  Landwirtschaft Verkehr Gebäude Industrie Energiewirtschaft\r\nSonstiges\r\n\r\njetzt\r\n\r\nQuelle: Umweltbundesamt\r\n\r\n| 7 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nEntwicklung der Anteile  Unterschiedlicher Anteil der  \r\nErneuerbarer Energien in den  Erneuerbaren Energien in Sektoren\r\n\r\nSektoren Strom, Wärme und  ■\t Strom: 2024 deckten Erneuerbare Energien mit einem \r\nAnteil von 55 % erneut mehr als die Hälfte des Brutto-\r\n\r\nVerkehr stromverbrauchs ab. \r\n■\t Wärme: Der Anteil der EE am Endenergieverbrauch lag \r\n\r\nEE-Anteil [%] 2024 bei gut 18 % und ist damit im Vergleich zum Vor-\r\njahr leicht gestiegen.\r\n\r\n60\r\n■\t Verkehr: Der Anteil der EE stagnierte 2024 bei rund  \r\n\r\n55,0 7 %. Im Jahr 2007 lag er noch über 7 %, was auf regu-\r\n(2024)\r\n\r\n50 latorische Vorgaben zur Mindestverwendung von Bio-\r\nkraftstoffen zurückzuführen ist.\r\n\r\n40 Ausblick\r\n■\t In allen drei Sektoren sind weitere Fortschritte not- \r\n\r\n30 wendig, um die Ziele bis 2030 zu erreichen. 55 %\r\n■\t Der Handlungsdruck ist in den Sektoren Wärme und 2024\r\n\r\n20 Verkehr unverändert hoch.\r\n18,1\r\n\r\n(2024)\r\n\r\n10 Der EE-Anteil am  \r\n7,2 Bruttostromverbrauch\r\n\r\n(2024) ist gestiegen \r\n0\r\n\r\n1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020\r\n\r\nStrom Wärme Verkehr\r\n\r\n53 %\r\nQuellen: Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (Stand 02/2025); BDEW (Stand 03/2025) 2023\r\n| 8 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nZiele der Energiemärkte unter  Energiemärkte befinden  \r\nneuen Herausforderungen sich im Wandel\r\n\r\nMehrdimensionale Flexibilität — Strommarkt im Wandel —\r\nhohes Steuerungspotenzial Anpassung erforderlich\r\n■\t Die Definition von Flexibilität hängt an vielen Faktoren, ■\t Früher: Die Erzeugung wurde (steuerbar) an die Nach-\r\n\r\nVersorgungs- grundsätzlich geht es aber um die Möglichkeit, alle ver- frage angepasst. Netzausbau und Netzinstand-haltung \r\nsicherheit fügbaren Technologien und Ressourcen zum Austa- folgten den Erzeugungs- und Verbrauchs- \r\n\r\nGeopolitik Dezentralisierung rieren von Verbrauch und Erzeugung einzusetzen und strukturen.\r\nzu steuern. ■\t Status quo: Externe Faktoren wie z. B. der Kohleaus-\r\n\r\n■\t Zeit: Es gilt, ausreichende Ressourcen dauerhaft stieg und der Ausbau der Erneuerbaren Energien trei-\r\nbereitzustellen (langfristig), um jederzeit (kurzfristig) ben den Umbau und die Dekarbonisierung des Erzeu-\r\n\r\nIndustriepolitik Flexibilisierung Erzeugung und Verbrauch auszutarieren. gungsparks weiter voran, ohne dass die Umstellung  \r\n■\t Raum: Bei optimaler räumlicher Verbindung von Erzeu- des Systems hin zur Integration und Nutzung des \r\n\r\ngung und Verbrauch erhöht sich die Kosteneffizienz. dezentralen Verbrauchspotenzials regulatorisch oder \r\nmarktlich abgeschlossen ist.\r\n\r\n■\t Netzdienlich: Speichernutzung, Verbrauchs- und  \r\n\r\nDigitalisierung Marktdesign ■\t\r\nErzeugungsanpassung leisten ihren Beitrag zur Netz- Anforderung: Es bedarf eines ganzheitlichen System-\r\n\r\nIntegration von \r\nEnergiemärkten stabilität. ansatzes, um die Potenziale der Flexibilität konzertiert \r\n\r\nzu nutzen. Die technischen Werkzeuge gibt es meist \r\n■\t Marktlich: Potenzial zur kosteneffizienten, schnellen schon.\r\n\r\nund bedarfsgerechten Einrichtung und Anpassung von \r\nFlexibilitätsprodukten sowie Rahmenbedingungen von \r\nMärkten, um Angebots- und Nachfrageschwankungen Ausblick\r\n\r\nWirtschaft- \r\nlichkeit Nachhaltigkeit auszugleichen.\r\n\r\n■\t Investitionen: Der Fokus der Förderung muss über \r\nErneuerbare Energien hinaus ausgeweitet werden. \r\n\r\n■\t Markt und Regulierung: Das Marktdesign muss lang- \r\nNetzausbau Elektrifizierung fristig tragfähige Konzepte für eine flexible Steuerung \r\n\r\nvon Erzeugung und Verbrauch bieten.\r\nZero Carbon\r\n\r\n■\t Integration von Technologien und Energiemärkten: Die \r\nAnforderungen erfordern eine effiziente Kopplung von \r\nEnergiemärkten (z. B. Wärme, Wasserstoff, Elektrizität).\r\n\r\n| 9 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nStrommarkt der Zukunft: flexibel  Flexibilitäten als zentraler Baustein des \r\nin Angebot und Nachfrage Strommarktes der Zukunft\r\n\r\n(De)zentrale Flexibilitäten — Dezentrale Flexibilisierung — \r\nhohe dezentrale Potenziale Nachfrage im Fokus\r\n\r\nAkteure Flexibilität Kommerzielle Kommerzielle ■\t Steuerbare Kraftwerke und (de)zentrale flexible Erzeu- ■\t Dezentrale Flexibilitäten wie Batteriespeicher, Elek- \r\nVerbraucher Verbraucher\r\n\r\nflexibel gung, z. B. Speicher, Erneuerbare, Electric Vehicles (EVs) troautos und Wärmepumpen spielen eine zunehmend  \r\nunflexibel\r\n\r\netc., beeinflussen einander. Das heißt, fehlende Erzeu- zentrale Rolle in der Energiewende.\r\ngung muss durch andere Flexibilitätspotenziale ausge-\r\n\r\nRegelbare ■\t Schätzungen zufolge kann die Anschlussleistung \r\nSteuerbare Kraftwerke glichen werden, daher sind Verschiebungen zu erwarten. dezentraler Flexibilität bis 2030 um ein Vielfaches \r\nErzeuger ■\t Der Übergang von einer stromnachfragegeführten ansteigen.\r\n\r\nKraftwerkspark\r\nErzeugung zu einem System, in dem variable Erneuer- ■\t Wie flexibel ist flexibel? Technische und ökonomische \r\n\r\nLast- bare Energien Volumenbringer werden, bedeutet einen Faktoren sowie unterschiedliches Nutzungsverhalten \r\nverschiebung Paradigmenwechsel im Stromsystem. begrenzen das realisierbare Potenzial dezentraler Flexi- \r\n\r\n■\t Die Kopplung von Strom-, Wärme- und Verkehrssektor bilitäten.\r\nKommunikation erhöht die Chance zur Nutzung statt Abregelung und \r\n\r\nund steigert die energiesystemische Effizienz. H2-Produk-\r\nSteuerung Flex-\r\n\r\nPlattform tion und Skalenspeichertechnologien übernehmen eine Ausblick\r\nSchlüsselrolle. ■\t Dezentrale Flexibilitäten werden im künftigen Strom-\r\n\r\nKommerzielle system eine Schlüsselrolle übernehmen.\r\nSpeicher Mögliche Maximalpotenziale installierter flexibler Leistung \r\nBESS, H2 bis 2035 [GW] 159 ■\t Ein zukunftsfähiges Strommarktdesign muss das \r\n\r\nEVs\r\nLadepunkte erhebliche Potenzial (dezentraler) Flexibilitäten heben, \r\n\r\n128 das Missing-Money-Problem steuerbarer Kraftwerke \r\nSpeicherung berücksichtigen, und Preissignale wirken lassen und \r\nEinspeisung 99 101\r\n\r\nHaushalte Investitionen in einen breiten Technologiemix attraktiv \r\nVerbraucher und 76 76 Jährliche machen.\r\n\r\nErzeuger 64 Residuale \r\nVariable Höchstlast,\r\nErzeuger Heimspeicher ■\t Eine systemdienliche Integration ist an diverse Voraus-\r\n\r\nca. 70 GW\r\nErneuerbare 32 setzungen geknüpft, und bisherige Herausforderungen \r\n\r\nbei der Integration müssen bewältigt werden.\r\n2\r\n\r\nQuelle: Agora Energiewende, Prognos, Consentec (2022), eigene Annahmen 2025 2030\t 2035\r\n1 Kohlekraft, Gaskraft, Wasserkraft, Bioenergie, Sonstige \r\n2 Elektrolyseure, Großbatteriespeicher Großwärmepumpen Flexible Kraftewerke¹ Zentrale Flexibilität² Dezentrale Flexibilität³\r\n3 Elektrofahrzeuge (Vehicle to Grid), Heimspeicher, Wärmepumpen\r\n\r\n| 10 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nGrößeres Portfolio haushalts- Haushaltsnahe Flexibilität bietet  \r\nnaher Flexibilität kann  viel Potenzial\r\n\r\nNetzbelastung verringern Verbrauch steigt perspektivisch bis 2050 stark an Erzeugung bereits erheblich gestiegen\r\nElektrofahrzeuge bieten zwar durch steuerbare Ladevor- Haushaltsnahe Erzeugung geschieht vor allem durch \r\ngänge und bidirektionales Laden ein größeres Lastver- Photovoltaikanlagen. Deren Verbreitung ist bereits hoch \r\nschiebepotenzial, das jedoch stark von seiner Nutzung und durch Vereinfachungen in der Regulierung, Steige-\r\nund von Ladekapazitäten, -infrastruktur und -profilen  rungen in der technischen Leistungsfähigkeit und sin-\r\n\r\nStromnetz abhängt. Bei einem deutlichen Anstieg der Zulassungs- kende Anschaffungskosten weiter stark angestiegen. Die \r\nzahlen von Elektrofahrzeugen in den nächsten Jahren Zubauziele für 2024 wurden bereits deutlich überschrit-\r\nböte zumindest die vorhandene Masse hohes Potenzial. ten und haushaltsnahe kleinere Erzeugungsanlagen haben \r\n\r\neinen signifikanten Anteil an den gesamten PV-Anlagen.\r\nAuch Wärmepumpen bieten Potenzial zur Lastverschie\r\nbung. Sie optimieren sich in Abhängigkeit des Wärme- Die zunehmende Erzeugung stellt Netzbetreiber aller-\r\n\r\nHeimspeicher bedarfs auf kostengünstige Betriebszeiten. Sie werden  dings vor Herausforderungen. Daher gilt es, das PV- \r\nim Winter recht kontinuierlich betrieben, im Sommer  Potenzial zukünftig sinnvoll (marktlich) zu integrieren,  \r\ndagegen deutlich weniger. Die kommunale Wärmepla- z. B. durch Plattformen, Heimspeicher oder lokale größere \r\nnung bzw. die künftige Politik werden die Verbreitung gemeinsame Speicher. Dann kann das Potenzial der PV-\r\nstark beeinflussen. Anlagen noch effektiver für Flexibilität genutzt werden.\r\n\r\nVerbrauch Erzeugung Speicher als zusätzliches Verbindungselement\r\nHeimspeicher sorgen für eine zeitliche Verschiebung  \r\nvon Erzeugung und Verbrauch innerhalb des Haushalts. \r\n\r\nWärmepumpe Elektro- Bis vor Kurzem noch eher wenig verbreitet, nimmt der  \r\nPhotovoltaik Weitere\r\n\r\nfahrzeuge Einbau von Heimspeichern derzeit rasant Fahrt auf und \r\nwird ein hohes Potenzial zur Flexibilisierung beitragen. \r\n\r\nDie Prognose für 2030 liegt für Heim- und Großbatterie-\r\nspeicher bei über 40 GW installierter Leistung, wobei \r\n\r\nVerbrauch steigt Erzeugung Heimspeicher bisher den Großteil der Leistung ausmachen. \r\nperspektivisch bis 2050 stark an bereits erheblich gestiegen Wie sich der Anteil 2030 gestalten wird, ist noch unklar.\r\n\r\nDas Potenzial hängt auch von der Entwicklung der Batte-\r\nriekosten und -kapazitäten ab. Eine kombinierte Steue-\r\n\r\nQuellen: Für Elektrofahrzeugzulassungen siehe das Kapitel „Verkehrswende“; für die Schätzungen zu Wärmepumpen rung von Verbrauchs-, Erzeugungs- und Speichereinhei-\r\nsiehe das Kapitel „Wärmewende“; für PV und Batteriespeicher siehe das Kapitel „Ausbau der erneuerbaren \r\nStromerzeugung“ ten kann die Effizienz des Systems merklich verbessern. \r\n\r\n| 11 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG „\r\nDezentrale Flexibilitäten Die ersten Schritte zu mehr Flexibilität \r\nVoraussetzungen für Integration sind erfolgt, weitere sind aber nötig\r\n\r\nAktuelle Situation —  \r\nHerausforderungen Ausblick\r\n■\t Erste Schritte: § 14a EnWG wurde mit dem Ziel  Die systemdienliche Integration dezentraler Flexibilität \r\n\r\nnovelliert, die Verbrauchseinrichtungen steuerbar zu birgt das Potenzial, \r\nAnreizsysteme für ■\t Einführung dynamischer Stromtarife machen. Die nötige Konsequenz sind dynamische  ■\t die Stromsystemkosten und damit auch die Kosten für \r\n\r\nFlexibilitätsanbieter ■\t Überarbeitung der Netzentgeltsystematik Netzentgelte und Stromtarife (Ermöglichung im Jahr Haushalte zu senken,\r\n2025). Bei der Einführung muss allerdings Aufwand ■\t den bestehenden Bedarf an neuen Gas- und H2-Spitzen- \r\nund Nutzen in einem vernünftigen Verhältnis stehen. lastkraftwerken sowie am Netzausbau und die entspre-\r\nDie flächendeckende Umsetzung verzögert sich auf- chenden Kosten nicht über das bereits existierende not- \r\ngrund unzureichender wirtschaftlicher Anreize für den wendige Maß weiter zu steigern.\r\nAusbau einer digitalen Infrastruktur (u. a. Smart-Meter- \r\nRollout). Im Umkehrschluss würde ein Verschleppen der Flexi- \r\n\r\nbilisierung erhebliche volkswirtschaftliche Kosten \r\n■\t Regulatorische Rahmenbedingungen für Netz- ■\t Systemische Digitalisierungspotenziale und, daraus  verursachen.\r\n\r\nAnpassung des betreiber verbessern folgend, ökonomische Potenziale werden (noch) nicht \r\nregulatorischen realisiert.\r\n\r\nRahmens ■\t Energierechtliche Anpassung zur Integration  \r\nkleinerer Flexibilitätsanbieter ■\t Der Mehrwert dezentraler Flexibilitäten wird (noch) \r\n\r\nnicht realisiert.\r\n\r\n■\t Robuste IKT-Systeme, z. B. Gigabitnetze, standar- \r\nTechnische und disierte Prozesse und technische Schnittstellen als  \r\n\r\ndigitale Infrastruktur Voraussetzung für eine effektive Marktkommunikation\r\n■\t Rollout intelligenter Messsysteme, z. B. Smart Meter\r\n\r\n| 12 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIE- UND VOLKSWIRTSCHAFTLICHE BETRACHTUNG\r\n\r\nEnergie- und volkswirtschaftliche Betrachtung  \r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse \r\n\r\n■\t Dezentrale Flexibilitäten wie Heimspeicher, Wärmepumpen und ■\t Ein Großteil des theoretischen Flexibilisierungspotenzials bleibt \r\nElektrofahrzeuge wachsen dynamisch, ihre Integration ins Strom- ungenutzt, da wirtschaftliche, technische und regulatorische  \r\nsystem ist noch unzureichend. Hürden die tatsächliche Umsetzbarkeit begrenzen. Treibhausgasemissionen\r\n\r\n■\t Marktmechanismen greifen nicht ausreichend, um Investitionen in ■\t Dezentral verfügbare Flexibilität kann nicht effizient gehandelt  \r\nFlexibilitäten wirtschaftlich attraktiv zu machen — insbesondere und abgerufen werden, da heutige Mechanismen auf zentrale \r\nfehlen klare Preissignale und Anreize. Steuerung ausgelegt sind.\r\n\r\n■\t Technologische Fortschritte sind vorhanden, der Infrastruktur- ■\t Ein zukunftsfähiges Marktdesign muss das Missing-Money- \r\nausbau muss ebenso wie die Digitalisierung des Strommarktes  Problem steuerbarer Kraftwerke berücksichtigen und Investitionen \r\nweiter voranschreiten, um die Nutzung flexibler Lasten optimal zu in dezentrale Flexibilitäten ermöglichen.\r\nermöglichen. Integration variabler Erzeugung \r\n\r\nund Nachfrageanpassung\r\n\r\nGestiegener Bedarf an  \r\nFlexibilität im System \r\n\r\n| 13 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nAusbau der erneuerbaren \r\nStromerzeugung\r\n■\t Energieversorgung und Industrie zählen weiterhin zu den \r\n\r\ngrößten Emittenten von Treibhausgasen in Deutschland.\r\n■\t Der Umbau der Stromerzeugung hin zu klimafreundlichen \r\n\r\nTechnologien wie vor allem Wind und PV sind daher eine \r\nzentrale Voraussetzung für eine erfolgreiche Energie- \r\nwende.\r\n\r\n■\t Ausreichende installierte Kapazitäten bei Speicher- und Kennzahl\r\nKraftwerkstechnologien sind entscheidend, um die  \r\nSystemstabilität in einem Erneuerbaren Energie-System \r\nzu gewährleisten.\r\n\r\n■\t Im Fokus dieses Kapitels stehen zwei zentrale Zielmarken \r\nder Energiepolitik: \r\n— ein Strommix mit 80 % Erneuerbaren Energien bis zum    \r\n   Jahr 2030 \r\n—  der Ausbau von Photovoltaik- und Windkraftanlagen auf \r\n\r\ninsgesamt 630 Gigawatt installierte Leistung bis 2045\r\n\r\n\t 2Ausbau des Anteils der Erneuerbaren Energien  \r\nzur Deckung des Bruttostromverbrauchs\t 15\r\n\r\nAnteil der Erneuerbaren Energien \r\nan der Gesamtstromerzeugung\t 16\t\r\n\r\nInstallierte Leistung bei Erneuerbaren Energien in \r\nder Stromerzeugung\t 17\t\r\n\r\nRechtswirksam ausgewiesene Fläche für  \r\nWindenergie an Land (2 %–Regel)\t 18\r\n\r\nAusschreibungen und Zuschläge für  \r\n■ Zusätzlich wird untersucht, welche politischen Rahmen- Erneuerbare Energien\t 19\r\n\r\nbedingungen derzeit den Ausbau beeinflussen — mit dem \r\nZiel, die aktuelle Entwicklungsgeschwindigkeit und mög- Genehmigungsklimaindex für den Ausbau  \r\n\r\nErneuerbarer Energien 2024\t 20\r\nliche zukünftige Szenarien besser einschätzen zu können.\r\n\r\nDurchschnittliches Anlagenalter und  \r\nprognostiziertes Lebensende gemäß der  \r\ntechnischen Lebensdauer\t 21\r\n\r\nInstallierte Leistung und Kapazität von  \r\nBatteriespeichern in Deutschland\t 22\r\n\r\nVoraussichtliche Entwicklung der steuerbaren  \r\nLeistung\t 23\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 24\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nAusbau des Anteils der  EE-Anteil im Strommarkt\r\nErneuerbaren Energien zur Deckung weiterhin über dem Zielpfad\r\n\r\ndes Bruttostromverbrauchs ■\t EEG-Zielsetzung: Das Gesetz sieht einen Anstieg auf Ausblick\r\nmindestens 80 % Anteil an Erneuerbare Energien im \r\nBruttostromverbrauch bis 2030 vor. ■\t Um die gesetzten Ziele zu erreichen, sind sowohl der \r\n\r\nAusbau des EE-Anteils am Bruttostromverbrauch [%] ■\t Überschreitung des indikativen Zielpfades gemäß  konsequente Ausbau Erneuerbarer Energien als auch \r\n100 EEG: Im Jahr 2024 erreichte der Anteil Erneuerbarer deren Netz- und Systemintegration erforderlich.\r\n\r\n■\t Außerdem sind für die Integration von volatilen Strom-\r\n90 Energien am Bruttostromverbrauch mit 55 % erneut \r\n\r\n2030: mind. 80 % einen Wert, der über dem im indikativen Zielpfad lag. quellen Energiespeicher, Smart Grids, Demand Side \r\n80 \r\n\r\n■\t Die Witterung im Jahr 2024 war von einer unterdurch- Management, Elektrolyseure und der konsequente Netz- \r\nausbau unverzichtbar. \r\n\r\n70 schnittlichen Menge Sonnenstunden und einem vor \r\nallem windschwachen vierten Quartal gekennzeichnet. \r\n\r\n60 Bei durchschnittlichen Witterungsbedingungen wäre \r\n2024: 55 %\r\n\r\n50 eine höhere EE-Quote erreicht worden.\r\n\r\n40 \r\n\r\n30 \r\n\r\n20 \r\n\r\n10 +1,7 %p\r\n0 Zuwachs des \r\n\r\n1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040\r\nEE-Anteils 2024\r\n\r\nAusbau des EE-Anteils zur  Zielpfad EEG 2023\r\nDeckung des Stromverbrauchs\r\n\r\n+6,6 %p\r\nQuellen: BDEW, EEG (2023) Zuwachs des  \r\n| 15 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW EE-Anteils 2023\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nAnteil der Erneuerbaren Energien Der Grünstromanteil am Strommix  \r\nan der Gesamtstromerzeugung steigt etwas langsamer als bisher\r\n\r\nDie Bundesregierung definiert die politischen Ziele am Bruttostromverbrauch. Eine  ■\t Der Anteil Erneuerbarer Energien an der Gesamt- \r\nweitere Kennzahl ist der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Bruttostromerzeugung. stromerzeugung in Deutschland ist seit 2010 infolge \r\nSie umfasst die gesamte in Deutschland erzeugte Strommenge inklusive der exportierten des erheblichen Ausbaus Erneuerbarer Energien um \r\nStrommengen. 40,9 Prozentpunkte gestiegen. Ein Teil dieses Anstiegs \r\n\r\nist jedoch auch auf den Rückgang der Gesamtstromer-\r\nAnteil Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung [%] zeugung zurückzuführen.\r\n\r\n75,1 ■\t Der Anteil der Erneuerbaren Energien steigt kontinuier-\r\n44,3 54,2 57,7¹ lich; im Vergleich zum Vorjahr ist er um 3,5 Prozent-\r\n\r\n9,9 % p 3,5 % p punkte gestiegen.\r\n10,7 12,5 15,3\r\n\r\n208,0 ■\t In den kommenden Jahren soll nicht nur der Anteil \r\n\r\n17,6 491,9 Erneuerbarer Energien weiter steigen, sondern es  \r\n111,6 ist auch zu erwarten, dass die zunehmende Elektri- \r\n\r\n23,5 TWh\r\n22,7 fizierung in Deutschland die absolute Stromerzeugung \r\n\r\n4,4 deutlich steigern wird. Dies macht eine spürbare Be- \r\n7,7 4,8 schleunigung des Ausbaus unerlässlich.\r\n3,9 5,3\r\n\r\n8,6 26,1\r\n6,1 9,0 26,9 44,1\r\n\r\n4,9\r\n1,4 5,5  Ausblick \r\n\r\n■\t Der Anteil Erneuerbarer Energien wird in den kommen-\r\nden Jahren nicht nur vom Ausbautempo bestimmt; \r\n\r\n49,6 44,4 42,3 2024 auch die wirtschaftliche Entwicklung und der Fortschritt \r\nder Elektrifizierung werden eine entscheidende Rolle \r\nspielen.\r\n\r\n■\t Außerdem werden in den nächsten Jahren viele  \r\nKohlekraftwerke stillgelegt, wodurch der Anteil fossiler \r\n\r\n2022 2023 2024 Stromerzeugung langfristig weiter sinken wird.\r\nPhotovoltaik Wind an Land Wind auf See Biomasse Sonstige Kernenergie Fossil\r\n\r\nQuelle: BDEW (2025) \r\n1 Die dargestellten Werte sind gerundet. Daher können geringe Abweichungen in den Summen auftreten.\r\n\r\n| 16 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nInstallierte Leistung bei Die Photovoltaik ist derzeit  \r\nErneuerbaren Energien in  der Hauptbestandteil des Ausbaus\r\n\r\nder Stromerzeugung ■\t Das EEG verfolgt das ambitionierte Ziel, bis 2045  \r\neine installierte Leistung von 630 GW aus Wind- und  Ausblick \r\nPV-Anlagen zu erreichen. ■\t Um die Zubauziele zu erreichen, ist insbesondere im \r\n\r\nKumulierte installierte Leistung Erneuerbarer Energien [GW] ■\t Zweites Rekordjahr für PV in Folge: 2024 wurde eine Bereich der Windenergie ein beschleunigter Ausbau-\r\nLeistung von 17,0 GW an PV-Anlagen installiert, was tempo notwendig.\r\n\r\n450 das Vorjahresniveau in Bezug auf den Zubau (+15,4 ■\t Aus diesem Grund braucht es weitere Beschleunigung, \r\n400 GW) nochmals übertraf. Damit liegt der Ausbau weiter-\r\n\r\n400 insbesondere in den Planungs- und Genehmigungs- \r\nhin deutlich über dem im EEG festgelegten Ziel. prozessen.\r\n\r\n350\r\n309 ■\t Ausbau der Windenergie verhalten: An Land wurden 215\r\n\r\nZubau Erneuerbarer Energien \r\n300 2024 insgesamt 3,3 GW neue Windleistung errichtet, 2024 vs. Ziel [GW]\r\n\r\netwas weniger als im Vorjahr und deutlich unter dem 115\r\n250 Zielwert. Auf See kamen 0,7 GW hinzu, ebenfalls weit \r\n\r\n215\r\nhinter den angestrebten 3,1 GW. \r\n\r\n200\r\n\r\n157 160 ■\t Positiv hervorzuheben sind die aktuellen Genehmi-\r\n150 gungszahlen sowie die derzeitigen Überzeichnungen 30\r\n\r\n100 115\r\nder Ausschreibungen für Wind an Land.\r\n\r\n100\r\n64 70 ■\t\r\n\r\n40 Um das indikative Ausbauziel zu erreichen, muss der \r\n50 30 Ausbau der Windenergie an Land um den Faktor 3,0 \r\n\r\n9 und der auf See um den Faktor 4,4 gesteigert werden. 20\r\n0\r\n\r\n1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 ■\t Balkonkraftwerke (0,7 GW) und Kleinanlagen³ (5,8 GW) 16,9\r\n\r\ntragen zunehmend zur installierten Gesamtleistung \r\nPhotovoltaik Wind an Land Wind auf See Biomasse¹ bei. Trotz des erfreulichen Zuwachses stellen sie durch \r\nEEG-Ziel PV² EEG-Ziel Wind an Land² EEG-Ziel Wind auf See² ihre ungesteuerte Einspeisung eine Herausforderung 9\r\n\r\n8\r\nfür die Netzbetreiber dar.\r\n\r\n4,9\r\nQuellen: AGEE Stat 2000–2012, BDEW 2013–2024, EEG 2023, BMWK Photovoltaik-Strategie (2023),  3,1 3,5\r\nBMWK Windenergie-an-Land-Strategie (2023)  2,6\r\n1 Ohne biogenen Anteil des Abfalls      0,7\r\n2 Ziele 2030 gemäß EEG 2023 und WindSeeG \r\n3 Kleinanlagen bis zu einer installierten Leistung von 7kW Wind auf See Wind an Land PV Ausbauziel\r\n4 Zubauziel bezogen auf dem im EEG nächsten definierten Zielwert, hier aus dem Jahr 2024 2030\r\n5 Benötigter Bruttozubau pro Jahr um die Zielwerte aus dem Jahr 2030 zu erreichen Zubau im  Indikatives Ø Zubau p.a. bis \r\n\r\nJahr 2024 Zubauziel 2024⁴ Zielwerte 20305\r\n\r\n| 17 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\nWind auf See\r\nWind auf Land\r\n\r\nPV\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nRechtswirksam ausgewiesene  Die Flächenausweisung stagniert  \r\nFläche für Windenergie an  weiterhin über alle Cluster hinweg4\r\n\r\nLand1 (2 %–Regel) ■\t Die rechtwirksam ausgewiesene Fläche für Windener-\r\ngie in Deutschland stagniert seit Jahren. Zwischen \r\n2021 und 2023 bleibt der Anteil bundesweit nahezu \r\nunverändert. Leichte Schwankungen in den Daten sind \r\nhäufig auf unvollständige oder uneinheitliche Quellen \r\n\r\nAktueller Flächenbeitragswert1\r\n\r\n0,2 % 2,0 % in Prozent zur Bundeslandgesamtfläche,  zurückzuführen, was die Vergleichbarkeit erschwert. Flächenbeitragswert [%]\r\nsiehe Karte\r\n\r\n0,5 % ■\t Vor allem die südlichen und östlichen Bundesländer 1,2\r\n\r\nZielwerte 2032 bleiben weit hinter ihren Zielvorgaben zurück.\r\n0,7 % Hohes Ausbaupotenzial: 2,2 % Niedriges Potenzial\r\n\r\n0% Brandenburg, Hessen, Niedersachsen, ■\t Bis 2027 soll eine Fläche von 1,4 % für Windenergie Hohes Potenzial\r\nZielwert1,2 % Rheinland-Pfalz, Sachsen-Anhalt, bereitgestellt werden — bis jetzt sind aber erst 0,9 % \r\n\r\nThüringen 1,0\r\n\r\nerreicht.\r\n0,5 %\r\n\r\n0,8 % Mittleres Ausbaupotenzial: 2,1 % Mittleres Potenzial\r\nMecklenburg-Vorpommern ■\t Die Ausweisung kommt nicht voran: Verzögerungen \r\n\r\n1,5 % resultieren aus langwierigen Planungsverfahren,  0,8\r\n\r\n0,3 % 0,2 % Mittleres Ausbaupotenzial: 2,0 %\r\nSachsen, Schleswig-Holstein rechtlichen Unsicherheiten und Zielkonflikten, insbe-\r\n\r\n1,9 % sondere im Hinblick auf den Artenschutz, militärische \r\nNiedriges Ausbaupotenzial: 1,8 % Interessen, Luftfahrt und Wetterradare. \r\n\r\n1,4 % Baden-Württemberg, Bayern,  0,6\r\nNordrhein-Westfalen, Saarland\r\n\r\nStadtstaaten: 0,5 %  Ausblick \r\n1,8 % 0,7 % Berlin, Bremen, Hamburg\r\n\r\n0,5 % ■\t 0,4\r\nErfüElrlufünlglusnggrasdg3rad3 Insbesondere die nord- und westdeutschen Bundeslän-\r\n\r\nder kommen der 2 %-Regel bei der Ausweisung von  \r\nStadtstaaten\r\n\r\nFlächen für Windenergie an Land deutlich näher als die \r\n0 %%      5500 %     100% %   1140 %% süd- und ostdeutschen Bundesländer. 0,2\r\n\r\n■\t Das „Windenergie-an-Land-Gesetz“ legt fest, dass  \r\nQuelle: EEG Bund-Länder-Kooperationsausschuss (Oktober 2024, Stichtag 31.12.2023)  landesspezifische Abstandsregelungen außer Kraft ge- \r\n1 Berechnung des UBA auf der Basis der Länderberichte und der übermittelten GIS-Daten setzt werden, falls die Flächenziele nicht erreicht 0\r\n2 Für Niedersachsen konnten Überschneidungen zwischen den Planungsebenen aufgrund fehlender GIS-Daten  werden. 2021 2022 2023\r\n   nicht herausgerechnet werden, die ausgewiesenen Flächen werden also möglicherweise überschätzt \r\n3 Berechnet aus Quotienten zwischen Wert vom Stichtag und Zielwert; Werte über 100 % sagen aus, dass der  \r\n   Zielwert bereits überschritten wurde \r\n4 Durchschnittliche rechtswirksam ausgewiesene Fläche je Cluster [%] \r\n\r\n| 18 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nAusschreibungen und Zuschläge Die genehmigten Windenergiemengen  \r\nfür Erneuerbare Energien steigen und erreichen ein Allzeithoch2 \r\n\r\n■\t Die ausgeschriebenen Mengen für Offshore-Windener-\r\n2024 gie haben sich nach einem signifikanten Anstieg im ver-\r\n\r\n  7,3 gangenen Jahr auf hohem Niveau stabilisiert. Gleich-\r\nPhotovoltaik   14,2 zeitig verzeichnen sowohl Onshore-Windenergie als \r\n\r\n  7,3 Genehmigte Windenergiemengen [GW]\r\nauch Photovoltaik im zweiten Jahr in Folge ein starkes \r\n\r\n  12,1\r\nWind an Land   13,4 Wachstum von jeweils knapp 25 %. 12\r\n\r\n  11,0\r\n■\t Positiv ist die Entwicklung im Bereich der Onshore- \r\n\r\n  8,0\r\nWind auf See k.A.¹ Windenergie, bei der sowohl die ausgeschriebenen als \r\n\r\n  8,0 auch die Gebotsmengen gestiegen sind. Während im 10\r\n\r\nvergangenen Jahr nur etwa zwei Drittel der ausge-\r\n2023 schriebenen Kapazitäten bezuschlagt wurden, konnten \r\n\r\n 5,8\r\nPhotovoltaik   13,9 in diesem Jahr deutlich höhere Zuschlagsmengen \r\n\r\n8\r\n  5,8 erzielt werden. Zudem waren die letzten Ausschreibun-\r\n\r\n  9,8 gen für Wind deutlich überzeichnet.\r\nWind an Land   6,5\r\n\r\n  6,4 ■\t Im Vergleich zur Photovoltaik ist das Thema Genehmi-\r\n6\r\n\r\n  8,8 gungen bei Wind an Land eine große Herausforderung. \r\nWind auf See k.A.\r\n\r\n  8,8 Erfreulicherweise ist die Anzahl der Genehmigungen \r\nhier deutlich gestiegen und hat ein Allzeithoch erreicht.\r\n\r\n2022 4\r\n\r\n  4,9\r\nPhotovoltaik   3,1\r\n\r\n  2,9  Ausblick \r\n  4,6\r\n\r\nWind an Land   3,3 ■\t Ausschreibungs- und Zuschlagsmengen steigen  2\r\n\r\n  3,2 weiterhin rapide.\r\n  1,0 ■\t\r\n\r\nWind auf See Angesichts der deutlich erhöhten Zuschlagsmengen ist \r\nk.A.\r\n\r\n  0,2 in den kommenden Jahren ein beschleunigter Ausbau 0\r\nJ F M A M J J A S O N D\r\n\r\nder Erneuerbaren Energien zu erwarten.\r\nAusschreibungsmenge (GW) Gebotsmenge (GW) Zuschlagsmenge (GW) 2023 Bisher schwächstes  Bisher bestes Jahr 2024\r\n\r\nJahr (2017) (2016)\r\n\r\nQuellen: Bundesnetzagentur, FA Wind und Solar (2024) \r\n1 Keine Angaben der Gebotsmengen für Wind auf See verfügbar \r\n2 Windenergieanlagen an Land\r\n\r\n| 19 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nGenehmigungsklimaindex Genehmigungsprozesse zeigen auch  \r\nfür den Ausbau Erneuerbarer 2024 erneut eine positive Entwicklung\r\n\r\nEnergien 2024¹ ■\t Genehmigungsklima weiter im Aufwärtstrend: Auch \r\n2024 verbessert sich der Wert spürbar von 3,3 auf  Ausblick \r\n2,8. Allerdings verlangsamt sich die positive Entwick-\r\n\r\n2,8 ■\t Eine Vereinfachung der Genehmigungsverfahren bleibt \r\n(2024) Moderat (3) 3,3 lung im Vergleich zum starken Sprung des Vorjahres. weiterhin notwendig, um Hindernisse auf kommunaler \r\n\r\n(2023)\r\n■\t Hindernisse bleiben trotz Verbesserung bestehen: Ebene abzubauen und die Kommunen zu stärken.  \r\n\r\nHauptgrund für Verzögerungen bleibt die Unsicherheit Zudem sind Maßnahmen zur Steigerung der Akzeptanz \r\nGut (2) Schlecht (4) bei der Flächenausweisung und im Planungsrecht. der Energiewende vor Ort entscheidend, um den  \r\n\r\nDaneben stellen der Artenschutz sowie das Baurecht Ausbau der Erneuerbaren Energien zu beschleunigen.\r\nund die gemeindliche Unterstützung die größten Hür- ■\t Neben den Genehmigungen rückt das Thema Profi- \r\n\r\n4,4\r\n—0,5 (2022) den dar. Neu hinzu kommt der fehlende Netzanschluss, tabilität stärker in den Fokus. Es wird zukünftig an \r\n\r\nder zunehmend Projekte ausbremst. Bedeutung gewinnen und den Erfolg von Projekten \r\n—1,1\r\n\r\n■\t Kommunale Ebene bleibt Hürde: Trotz verbesserter beeinflussen.\r\nRahmenbedingungen auf Bundesebene kommen  \r\ndiese oft nicht bei den Kommunen an. Lokale Behörden \r\n\r\nSehr gut (1) Sehr schlecht (5)\r\nstellen weiterhin Anforderungen, diese sind nicht aus-\r\nreichend digitalisiert und der Umgang mit neuen recht- \r\nlichen Rahmenbedingungen ist vielerorts unklar.\r\n\r\nSehr gut Gut Moderat\r\n\r\nGenehmigungsprozesse laufen  Genehmigungsprozesse laufen Genehmigungsprozesse sind oft mit \r\nflüssig. Es gibt keine Ablehnung bzw. in weiten Teilen Deutschlands Hindernissen verbunden. Der \r\nVerzögerungen bei Projekten. gut und schnell. Es kommt von Ausbau läuft teils schleppend, teils \r\n\r\nGenehmigungsseite kaum zu gut.\r\nAblehnung bzw. Verzögerungen.\r\n\r\nSchelcht Sehr schlecht\r\n\r\nGenehmigungsprozesse sind ein Der Neubau von PV– und Windanla-\r\nNadelöhr für den Ausbau von  gen wird von Genehmigungsseite \r\nPV– und Windanlagen. Die sehr stark erschwert. Neubauten \r\nGenehmigungsprozesse erschweren sind nur unter größten Mühen \r\nden Ausbau spürbar. möglich.\r\n\r\nQuelle: BDEW \r\n1 Ergebnis einer Befragung von Mitgliedern des BDEW durch den BDEW und EY (2024)\r\n\r\n| 20 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „  \r\nDurchschnittliches Anlagenalter Ein Drittel der heutigen Anlagenkapazität \r\nund prognostiziertes Lebensende erreicht 2034–2037 ihr Lebensende\r\n\r\ngemäß der technischen Lebensdauer ■\t Altersunterschiede zwischen PV und Wind: Während \r\nWindenergieanlagen an Land durchschnittlich 15 Jahre \r\nalt sind und sich somit nur noch fünf Jahre vor dem \r\nprognostizierten Ende ihrer 20-jährigen Lebensdauer \r\nbefinden, sind Photovoltaikanlagen im Schnitt erst  \r\n\r\nDurchschnittliches Anlagenalter\r\nsieben Jahre alt.\r\n\r\nPhotovoltaik Wind an Land Wind auf See\r\n■\t Erneuerung ab 2034: Es wird erwartet, dass zwischen \r\n\r\n15 %   14 %  11 %  2034 und 2037 Anlagen mit einer installierten Leis-\r\n26 %  ≥15, <20 18 %  \r\n\r\n≥15, <20 ≥10, < 15\r\n≥10, <15 ≥20\r\n\r\n2 %  tung von über 49 GW das Ende ihrer Lebensdauer \r\n≥20 erreichen, was circa einem Viertel der 2024 installier-\r\n\r\n21 %   25 %  \r\nØ 7 Jahre ≥10, <15 Ø 15 Jahre  20 %  Ø 8 Jahre <5 ten Leistung entspricht.\r\n\r\n<5\r\n15 %  \t\r\n≥5, <10 64 %  ■ Erhöhte Lebensdauer: Etwa 18 % der Windenergie- \r\n\r\n42 % 27 %  ≥5, <10\r\n<5 anlagen werden über die geplante Betriebsdauer von \r\n\r\n≥5, <10\r\n20 Jahren hinaus genutzt. Der Großteil wird jedoch \r\nplanmäßig nach rund 20 Jahren stillgelegt.\r\n\r\nPrognostiziertes Lebensende gemäß technischer Lebensdauer¹\r\nInstallierte Leistung pro Jahr [GW]  Ausblick \r\n16\r\n\r\n14 ■\t Insbesondere bei der Windenergie an Land steht neben \r\n12 dem weiterhin notwendigen Ausbau der installierten \r\n10 Leistung in den kommenden Jahren auch das Repowe-\r\n\r\n8 ring älterer Anlagen an.  \r\n6\r\n\r\n4 ■\t In den kommenden Jahren wird Repowering \r\n2 zunehmend an Bedeutung gewinnen.\r\n0\r\n\r\n2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044\r\n\r\nPhotovoltaik Wind an Land Wind auf See\r\n\r\nQuelle: Marktstammdatenregister (Auszug 15.01.2025) \r\n1 Lebensdauer PV-Anlagen: 25 Jahre; Lebensdauer Windenergieanlagen: 20 Jahre\r\n\r\n| 21 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „\r\nInstallierte Leistung und Heimspeicher machen den Großteil \r\nKapazität von Batteriespeichern der installierten Batterieleistung aus\r\n\r\nin Deutschland¹ ■\t Batteriespeichersysteme tragen zur Flexibilität des Installierte Batterieleistung [GW]\r\n\r\nEnergiesystems bei, indem sie Strom zwischen- \r\n140\r\n\r\nspeichern und bedarfsgerecht einspeisen. Sie stabili-\r\nInstallierte Batteriekapazität [GWh] sieren die Netzfrequenz, reduzieren Abregelungen  \r\n18\t und machen eine noch größere Menge des erzeugten \r\n\r\nerneuerbaren Stroms nutzbar. 120\r\n\r\n16\t\r\n■\t Die Rekordnachfrage von 226 GW an Anschlusska- \r\n\r\n14\t pazität bei den Übertragungsnetzbetreibern ist ein \r\npositives Signal. Allerdings ist die Realisierbarkeit  100\r\n\r\n12\t dieser Projekte schwer abzuschätzen, da sich viele \r\nnoch in einem frühen Entwicklungsstadium befinden.⁴\r\n\r\n10\t\r\n■\t Derzeit machen Heimspeicherbatterien mit 9,2 GW in- 80\r\n\r\n8\t stallierter Leistung den größten Anteil in Deutschland \r\naus, gefolgt von Großspeichern und Gewerbespeichern. \r\n\r\n6\t Allerdings sind Heimspeicher größtenteils noch nicht 60\r\n\r\nansteuerbar, was ihren Nutzen zur Flexibilität begrenzt. \r\n4\t\r\n\r\n2\t  Ausblick 40\r\n\r\n0 ■\t Batteriespeicher spielen in einem erneuerbaren Strom-\r\n2016 2018 2020 2022 2024\r\n\r\nsystem eine zentrale Rolle. Durch Kostenreduktionen \r\n20\r\n\r\ngewinnen sie zunehmend an Bedeutung. Gleichzeitig \r\nGroßspeicher¹ Gewerbespeicher² Heimspeicher3 muss der Regulierungsrahmen sicherstellen, dass Spei-\r\n\r\ncher netzdienlich und systemeffizient agieren.\r\n0\r\n\r\n■\t Perspektivisch können durch Smart Grids, angemes- 2015 2030 2045\r\n\r\nsene Regulierung und virtuelle Kraftwerke vermehrt \r\nQuellen: Marktstammdatenregister (Auszug 11.12.2024), NEP 2037/2045 (2023) Heimspeicher als Flexibilitätsquelle integriert werden.\r\n1 Großspeicher: > 1.000 kWh Installiert Prognose laut  \r\n\r\n(alle Batteriegrößen) Netzentwicklungsplan\r\n2 Gewerbespeicher: 30 bis 1.000 kWh \r\n3 Heimspeicher: bis 30 kWh \r\n4 pv magazine, 2025 \r\n\r\n| 22 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG „ \r\nVoraussichtliche Entwicklung der Neue Gaskraftwerke zur  \r\nsteuerbaren Leistung³ Bereitstellung von Flexibilitäten\r\n\r\n■\t Vor allem im Sommer stellen Batteriespeicher die zen-  Ausblick \r\nInstallierte Leistung [GW] trale Flexibilitätsoption dar. Im Sommer in den frühen \r\n\r\nMorgenstunden und am Abend, aber insbesondere in ■\t Damit Gas-/Wasserstoffkraftwerke zur Stabilisierung \r\nDunkelflauten, wenn über längere Zeit kaum Strom aus \r\n\r\n83,6 des Stromsystems beitragen können, ist die Versor\r\n\r\n80 79,1 Zubau erforderlich: KWSG und Kapazitätsmarkt Wind und Sonne verfügbar ist, sichern flexible Kraft gung mit den entsprechenden gasförmigen Brennstof\r\n9,7 werke die Versorgung. fen entscheidend. Mit Blick auf die Klimaneutralität \r\n\r\n9,9 ■\t müssen die Kraftwerke langfristig umrüstbar sein und \r\n70 7,7 67,1 Für deren Absicherung kommen zudem Gas- und pers-\r\n\r\npektivisch Wasserstoffspeichern aufgrund des hohen mit Wasserstoff versorgt werden.\r\n6,9\r\n\r\nLeistungsbedarfs der Kraftwerke eine grundlegende \r\n60 9,7 9,9 ■\t Die Kombination aus Speichertechnologien und diver-\r\n\r\n10,9 Bedeutung zu. sen regelbaren Kraftwerkstypen bleibt entscheidend \r\n5,9 51,9\r\n\r\nfür die Stromsicherheit.\r\n50 ■\t Mit dem Kohleausstieg und dem altersbedingten Rück-\r\n\r\n11,9 10,2 bau von Gaskraftwerken sinkt die installierte Leistung \r\n40 33,5 der bestehenden regelbaren Kraftwerke deutlich — von \r\n\r\n5,2\r\n30,5 83,6 GW (2024) auf voraussichtlich 51,9 GW (2035).³ \r\n\r\n30 9,7 Das entspricht einem Rückgang von rund 40 % und \r\n27,3 erfordert einen Zubau neuer regelbarer Stromer- \r\n\r\n20 zeugungsanlagen.\r\n10,0\r\n\r\n7,5 23,7 ■\t Zur Sicherung der Systemstabilität sah der letzte Ent-\r\n10 wurf des Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) die \r\n\r\n14,8 6,6\r\n13,4 Ausschreibung von 12,5 GW neuer Kapazitäten vor: \r\n\r\n5,6 3,0\r\n0 7,5 GW wasserstofffähige und 5 GW Gaskraftwerke. \r\n\r\n2024 2027 2030 2035 Zudem sollte bis 2028 ein Kapazitätsmechanismus ein-\r\ngeführt werden, dessen Ausgestaltung und zeitliche \r\n\r\nBraunkohle Steinkohle Gas Biomasse gesamt Sonstige² Pumpspeicherwerke³ Umsetzung derzeit allerdings offen ist.\r\n\r\nQuelle: BDEW 2025 \r\n1 Mineralöl, Abfall, Grubengas, sonstige Gase \r\n2 Inklusive der direkt an deutsche Regelzonen angeschlossenen Pumpspeicherwerke in Österreich und Luxemburg \r\n3  Installierte Leistung im Markt; Entwicklung auf der Basis derzeit öffentlich bekannter Neubauprojekte,  \r\n\r\ndes altersbedingten Ausscheidens aus dem Markt und des Kohleausstiegs gemäß aktueller Gesetzeslage\r\n\r\n| 23 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  AUSBAU DER ERNEUERBAREN STROMERZEUGUNG\r\n\r\nAusbau der erneuerbaren Stromerzeugung \r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse Anteil Erneuerbarer Energien zur Deckung des Stromverbrauchs [%]\r\n\r\n■\t Erneuerbare Energien decken 55 % des Stromverbrauchs und ■\t Vereinfachte Genehmigungsverfahren zeigen ihre Wirkung: Der Anteil EE 2024 55\r\nübertreffen damit erneut die im EEG definierten Ausbauziele. Genehmigungsklimaindex verbessert sich erneut signifikant und Soll-Fortschritt 2024 53\r\n\r\n■\t Bei der installierten Leistung Erneuerbarer Energien zeigt sich ein erreicht einen Wert von 2,8. Ziel für 2030 80\r\ndifferenziertes Bild. Dabei bestehen erhebliche Unterschiede zwi- ■\t Das verbesserte Genehmigungsklima spiegelt sich auch in der \r\nschen Photovoltaik- und Windkraftanlagen. Anzahl der genehmigten Windenergieanlagen wider. 2024 war das +25 Prozentpunkte\r\n\r\n■\t Der Zubau von PV-Anlagen übertrifft mit 17 GW deutlich die Aus- Jahr mit den höchsten genehmigten Windenergiemengen jemals. Installierte Leistung Erneuerbarer Energien in der Stromerzeugung [GW]\r\nbauziele. Trotz dieser erfreulichen Entwicklung sind für die Inte ■\t Die Ausschreibungs- und Gebotsmengen steigen in allen Erneuer- PV-Anlagen\r\ngration des PV-Ausbaus ins Stromsystem zukünftig intelligente bare-Energien-Klassen, was zu einer Erhöhung der Zuschlagsmen-\r\n\r\nIst EE 2024 100\r\nLösungen erforderlich. Damit wird nicht nur das angestrebte Ziel gen führt.\r\nklar übertroffen, sondern sogar der Rekordwert des Vorjahres Soll-Fortschritt 2024 88\r\n\r\n■\t Die rechtswirksame Ausweisung von Flächen für Windenergie\r\nüberboten. Gleichzeitig wird die Netz- und Systemintegration Ziel für 2030 215\r\n\r\nanlagen bleibt weiterhin eine Herausforderung und der Großteil \r\nimmer wichtiger. der Bundesländer wird nach heutigem Stand nicht die für 2027 +134 GW\r\n\r\n■\t Der Ausbau der Windenergie an Land und auf See stagniert weiter- definierten Ziele erreichen. Windenergie an Land\r\nhin und verfehlt die angestrebten Zielvorgaben. Um diese zu errei- Ist EE 2024 64\r\n\r\n■\t Trotz der Fortschritte besteht weiterhin erhebliches Potenzial z ur \r\nchen, müsste der Ausbau in diesem Bereich um den Faktor 3 bis 4 Soll-Fortschritt 2024 69\r\n\r\nVerbesserung, vor allem bei den Planungs- und Genehmigungs- \r\nbeschleunigt werden. verfahren, die den EE-Ausbau bremsen. Ziel für 2030 115\r\n\r\n■\t Zudem ist es entscheidend, die Akzeptanz für die Energiewende +51 GW\r\ndurch gezielte Maßnahmen zu stärken, um lokale Hürden zu Windenerige auf See\r\nüberwinden. Ist EE 2024 9\r\n\r\nSoll-Fortschritt 2024 12\r\nZiel für 2030 30\r\n\r\n+21 GW\r\n| 24 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nKlimaneutrale Gase\r\n■\t Um die Energiewende erfolgreich voranzutreiben, ist die \r\n\r\nSchaffung einer tragfähigen Wasserstoffwirtschaft unver-\r\nzichtbarer Bestandteil.\r\n\r\n■\t Dieses Kapitel untersucht den aktuellen Stand zweier  \r\nzentraler politischer Zielsetzungen im Kontext der  \r\nEnergiewende: \r\n— Aufbau einer Elektrolysekapazität von 10 GW bis 2030  \r\n—  Abdeckung von 50–70 % des bis 2030 prognostizierten \r\n\r\nWasserstoffbedarfs von 95–130 TWh durch Importe\r\n■\t Darüber hinaus werden wesentliche Marktindikatoren wie \r\n\r\ndie Produktionsmengen und die Kosten der Wasserstoff-\r\nerzeugung analysiert.\r\n\r\n■\t Auch Biogas und Biomethan werden aufgrund ihrer Fähig-\r\nkeit zur Bereitstellung von Grundlastenergie eine wichtige \r\nRolle in der Energiewende spielen, weshalb sowohl die \r\nEinspeisung aus Erzeugungsanlagen als auch der interna- Kennzahl\r\ntionale Handel untersucht werden.\r\n\r\n■\t Elektrolyseure und Wasserstoffspeicher können einen \r\nentscheidenden Beitrag zur Flexibilität im Energiesystem \r\nleisten. Dieser wird ebenfalls beleuchtet. 3Wasserstofferzeugung zur Bedarfsdeckung\t 26 \r\n\r\nElektrolysekapazität für klimaneutralen und  \r\ndekarbonisierten Wasserstoff in Deutschland\t 27\r\n\r\nIndikative Wasserstoffgestehungskosten \t 28\r\n\r\nAußenhandel Wasserstoff und Derivate \t 29\t\r\n\r\nEinspeisung aus Biogas-und Biomethananlagen \t 30\r\n\r\nAußenhandel Biomethan \t 31\r\n\r\nFlexibilität des Stromverbrauchs \r\nvon Elektrolyseuren\t 32\r\n\r\nWasserstoffspeicher zur \r\nFlexibilitätsbereitstellung\t 33\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 34\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nWasserstofferzeugung  Erzeugungshochlauf zur zukünftigen \r\nzur Bedarfsdeckung Bedarfsdeckung noch ausstehend\r\n\r\n■\t Erzeugungshochlauf ausstehend: Der erforderliche \r\n130 Ausbau der Produktion von erneuerbaren und kohlen-  Ausblick \r\n\r\nstoffarmen Wasserstoff ist auch im Jahr 2023 noch ■\t In Deutschland steht die Realisierung einer erneuer\r\nnicht ausreichend vorangeschritten. Insbesondere  baren und kohlenstoffarmen Wasserstoffwirtschaft \r\nder notwendige Ersatz von fossilem Wasserstoff durch noch am Anfang.\r\ndie Herstellung von grünem Wasserstoff steht weiter-\r\nhin aus und muss in den kommenden Jahren erst ■\t Aufgrund der anhaltenden Vorherrschaft des grauen \r\numgesetzt werden. Diese Notwendigkeit steht im Kon- Wasserstoffs, der aus Erdgas hergestellt wird, bleibt \r\n\r\n95 der Gaspreis nach wie vor ein maßgeblicher Faktor für \r\nWasserstofferzeugung [TWh] text eines gleichzeitig rückläufigen Produktionsniveaus.\r\n\r\ndie Erzeugungsmengen.\r\n■\t Rückgang der Wasserstoffproduktion: Der deutliche \r\n\r\n■\t Für das Gelingen der Energiewende ist es entscheidend, \r\n—12,4 % p. a.¹ Rückgang setzte sich im vergangenen Jahr fort. Diese \r\n\r\nden Übergang von grauem Wasserstoff und Erdgas zu \r\n48,1 Entwicklung ist vor allem auf den Produktionsrückgang \r\n\r\nin den wasserstoffverbrauchenden oder -erzeugenden erneuerbarem und kohlenstoffarmen Wasserstoff voran-\r\n3,2 0,1\r\n\r\n42,5\r\n2,5 0,2 37,0 +58 zutreiben. Dies erfordert, dass die Industrie mit opti- \r\n\r\nTWh Basisindustrien zurückzuführen, darunter Raffinerien, \r\nAmmoniakerzeugung, Methanolherstellung und Chlor- malen Rahmenbedingungen unterstützt wird, um diese \r\n\r\n2,2 0,2       Voraussichtlicher produktion. Transformation effektiv zu gestalten.\r\n      Bedarf ■\t Grauer Wasserstoff weiterhin vorherrschend: Auch im ■\t Positiv ist, dass im aktuellen Koalitionsvertrag eine füh-\r\n\r\nJahr 2023 bleibt die Erzeugung von grauem Wasser- rende Rolle Deutschlands in einer europäischen Wasser-\r\n44,8 39,8 34,6 stoff die dominierende Methode. Die Wasserstoffer stoffinitiative angestrebt wird.\r\n\r\nzeugung durch Wasserelektrolyse stagniert und auch \r\ndie Erzeugung als Nebenprodukt, z. B. bei der Chlor-\r\nherstellung, bleibt von untergeordneter Bedeutung.\r\n\r\n2021 2022 2023 2030\r\n\r\nFossile Quellen Nebenprodukt Wasserelektrolyse\r\n\r\nQuellen: EWI im Auftrag von E.ON (2024), BMWK (2024) \r\n1 Jährliche Wachstumsrate\r\n\r\n| 26 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nElektrolysekapazität für Zielerreichung von 10 GW Elektrolyse- \r\nklimaneutralen und dekarbonisierten kapazität noch in weiter Ferne\r\n\r\nWasserstoff in Deutschland ■\t Zielsetzung: In ihrer Nationalen Wasserstoffstrategie \r\nhat die vorangegangene Bundesregierung das Ziel  Ausblick \r\nbekräftigt, bis zum Jahr 2030 eine Elektrolysekapa ■\t Obwohl die Zahl der Planungen für Elektrolyseure  \r\n\r\nElektrolysekapazität [GWel] zität von 10 GW zu erreichen. stark gestiegen ist, bleibt der Markt von Unsicherhei-\r\nDie Abbildung zeigt die kumulierte Summe der Kapazität von Elektrolyseprojekten in GWel abhängig vom Jahr der \r\nInbetriebnahme und aufgeteilt nach aktuellem Status des Baufortschritts im Jahr 2024. ■\t Ausbau der Elektrolysekapazität: Im vergangenen Jahr ten geprägt. Nur wenige Projekte haben bisher die end-\r\n\r\nwurde ein Kapazitätszuwachs von rund 0,2 GW ver- gültige Investitionsentscheidungsphase (FID) erreicht, \r\n14\t\r\n\r\n13,0 zeichnet, was eine deutliche Steigerung im Vergleich was auf regulatorische und finanzielle Hürden hinweist.\r\nzur vorherigen Schätzung von 0,09 GW darstellt.  \r\n\r\n12\t ■\t Die Umsetzung konkreter Projekte ist entscheidend, \r\nFür 2025 ist ein weiterer Kapazitätszuwachs von rund um die Ziele der Wasserstoffstrategie zu erreichen und \r\n0,9 GW geplant.\r\n\r\nZiel 2030 den Markthochlauf zu beschleunigen.\r\n10\t\r\n\r\n■\t Ausblick auf 2030: Die aktuellen Planungen sehen  \r\n8,5 ■\t Angesichts der Investitionslücke bei der Wasserstoffer-\r\n\r\nweiterhin eine mögliche Inbetriebnahme von 13 GW \r\n8\t 7,6 zeugung ist klar, dass verstärkte Anstrengungen, aber \r\n\r\nElektrolysekapazität bis 2030 vor. Der Anteil der  vor allem auch ein ermöglichender rechtlicher Rahmen \r\nProjekte in der Konzeptions- und Machbarkeitsphase und Förderung für die erste Hochlaufphase notwendig \r\n\r\n6\t hat sich von 94 % auf 88 % reduziert, während der sind.\r\n4,5 Anteil der Projekte in der Bau- oder endgültigen Inves-\r\n\r\n4\t titionsentscheidungsphase (FID) von 4 % auf 12 % \r\ngestiegen ist. Im Vergleich zum Vorjahr hat sich der \r\n\r\n2,4\r\nAnteil der konkretisierten Vorhaben von 5 % auf 12 % \r\n\r\n2\t\r\n1,2 mehr als verdoppelt. Derzeit ist jedoch nur 1 % der Pro- 12 %\r\n\r\n0,1 0,1 0,1 0,3 jekte tatsächlich in Betrieb, was zeigt, dass der Markt-\r\n0 2024\r\n\r\n2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 hochlauf weiterhin von erheblichen Herausforderungen \r\ngeprägt ist. \r\n\r\nIn Betrieb Final Investment Machbarkeits- Konzept\r\nDecision (FID)/ studie\r\nIm Bau\r\n\r\nAnstieg des Anteils der \r\ngeplanten Anlagenkapazität \r\nfür 2030, für die konkrete \r\n\r\n5 % Investments entschieden \r\nwurden¹\r\n\r\n Quellen: IEA (2024), BMWK (2023) 2023\r\n1 Status: in Betrieb, FID, im Bau\r\n\r\n| 27 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nIndikative Wasserstoff- Herstellung von grünem Wasserstoff  \r\ngestehungskosten bleibt nahezu unverändert teuer\r\n\r\n■\t Kostenvergleich der einzelner Herstellungsmethoden \r\nWasserstoffgestehungskosten [Euro/kg] für Wasserstoff: Die Produktion von grünem Wasser-  Ausblick \r\n15\t stoff ist auch im Jahr 2024 mit deutlich höheren  ■\t Die Bandbreite in den prognostizierten Gestehungs- \r\n\r\nKosten verbunden als die von grauem oder blauem \r\n14\t kosten für grünen Wasserstoff führen zu einer spür- \r\n\r\nWasserstoff. baren Unsicherheit, die sich negativ auf die Inves- \r\n13\t 12,7 ■\t Fortsetzung der Kostenentwicklung: Die Entwicklung titionsbereitschaft für die Entwicklung eines Wasser-\r\n12\t hin zu günstigerem grünen Wasserstoff setzt sich  stoffmarktes auswirkt. \r\n\r\nminimal fort, wobei die Kosten im Jahr 2024 bei knapp  \r\n11\t ■\t Diese Unklarheit erschwert eine verlässliche Einschät-\r\n\r\n7 Euro/kg verbleiben. Sowohl blauer als auch grauer zung der zukünftigen wirtschaftlichen Perspektiven \r\n10\t Wasserstoff zeigen eine Fortsetzung der Entwicklung und hemmt somit den Aufbau eines Marktes.\r\n9\t des Vorjahres und liegen nun jeweils wieder unter dem \r\n\r\nVorjahresniveau. Das Niveau vor dem Anstieg der  ■\t Auf mittlere Sicht besteht die Möglichkeit, dass sich \r\n8\t 7,8\r\n\r\n7,3 7,6 Energiepreise im Jahr 2022 wurde jedoch noch nicht blauer Wasserstoff als pragmatische Übergangslösung \r\n7\t 7,0 7,2 7,0 6,8 wieder erreicht. erweist.\r\n6\t ■\t Zukunftsaussichten für grünen Wasserstoff: Gemäß \r\n\r\n5,2\r\n5\t 4,8 aktuellen Studien wird grüner Wasserstoff bis 2030 für \r\n\r\n4,3 4,4 4,9\r\n4,1 etwa 5 Euro/kg verfügbar sein. Die signifikante Band\r\n\r\n4\t 3,6 3,4 breite der prognostizierten Kosten ist auf eine Reihe \r\n3\t 2,8 2,9 3,5 von Faktoren zurückzuführen, wie die weit auseinan-\r\n\r\nderliegenden Kostenschätzungen für die künftige \r\n2\t 1,7 2,1 \r\n\r\nErzeugung von erneuerbarem Strom sowie die unsi-\r\n1\t chere Entwicklung der Investitionskosten bei den \r\n0\t Elektrolyseuren.\r\n\r\n2020 2021 2022 2023 2024 2030¹\r\n\r\nGrauer Wasserstoff Blauer Wasserstoff Grüner Wasserstoff Durchschnitt\r\n\r\nQuellen: Werte für 2020–2024: Berechnungen EY; Werte für Prognose 2030: Agora Industry (2024),  \r\nFrontier Economics (2023) \r\n1 Berechnung von KWh zu Kilogramm mit Brennwert (39,41 kWh/kg)\r\n\r\n| 28 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nAußenhandel Wasserstoff  Grenzüberschreitender Handel \r\nund Derivate¹ derzeit nur für Wasserstoffderivate \r\n\r\n■\t Geringe Außenhandelsbilanz von Wasserstoff: Die ■\t Ehrgeizige Zielsetzungen zur Erhöhung der Importe: \r\nTWh H2eq. TWh H2eq. TWh H2eq. Außenhandelsbilanz von Wasserstoff ist marginal und Angesichts des hohen Anteils des benötigten Wasser-\r\nAußenhandelsbilanz 2021 Außenhandelsbilanz 2022 Außenhandelsbilanz 2023 die Zahlen sind damit eigentlich vernachlässigbar. stoffs, der aus dem Ausland bezogen werden muss,  \r\n–7,40 –7,56 –7,05 ■\t Außenhandelsdefizit besonders bei Derivaten: Die Was- ist eine Importmenge von etwa 441 TWh Wasserstoff \r\n\r\nserstoffderivate Methanol und Ammoniak dominieren und seiner Derivate bis 2045 vorgesehen.\r\n0,03 0,02 0,02 den Import. Das Handelsdefizit von etwa 7 TWh für \r\n\r\nWasserstoff und dessen Derivate unterstreicht den sig-\r\nnifikanten Anteil an Importen.  Ausblick \r\n\r\n■\t Die Realisierung der notwendigen Infrastruktur für den \r\n630 Wasserstoffimport erfordert parallel zum Ausbau  \r\n\r\nPlan für den Importhochlauf von der Produktionskapazitäten in den potenziellen Export-\r\nblauem und grünem Wasserstoff ländern eine zügige Umsetzung in den kommenden \r\ninklusive Derivaten [TWh]²\r\n\r\n11,11 10,94 10,99 Jahren.\r\n■\t Die Förderinitiative H2Global setzt beim Import von \r\n\r\nWasserstoffderivaten nach Deutschland durch langfris-\r\n0,04 0,05 tige Liefervereinbarungen an. Darüber hinaus sind \r\n\r\n0,04\r\n441 Absicherungs- und Garantieinstrumente für langfristige \r\n\r\nWasserstoffimporte notwendig, um die Bezugsmengen \r\n3,70 3,36 3,91 zu erhöhen.\r\n\r\nEinfuhr Ausfuhr Einfuhr Ausfuhr Einfuhr Ausfuhr\r\n2021¹ 2022¹ 2023¹\r\n\r\nWasserstoff Derivate (Ammoniak und Methanol)\r\n\r\n113\r\n189\r\n\r\n68\r\n\r\n45\r\nQuellen: DESTATIS (2024), BDEW, BMWK (2024) \r\n1 Berechnung von t zu TWh mit Brennwert (39,41 kWh/kg) 2030 2045\r\n2  2030: Importquote 60 % bei einem Wasserstoffbedarf von 113 TWh; 2045: Importquote 70 % bei einem \r\n\r\nWasserstoffbedarf von 630 TWh Eigenproduktion Import\r\n\r\n| 29 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nEinspeisung aus Biogas- und  Der Biogassektor weist eine hohe  \r\nBiomethananlagen Kontinuität auf\r\n\r\n■\t Leichter Rückgang der Strom- und Wärmeerzeugung \r\naus Biogasanlagen: Im Vergleich zum Vorjahr ist die  Ausblick \r\n\r\nEinspeisung aus Biogasanlagen [TWh] Anstieg Biogasanlagen \r\nStromerzeugung aus Biogasanlagen von 2022 auf ■\t Charakteristisch für den Biogassektor wird auch in \r\n\r\n2023 14,3 9.661 Anzahl 2023 leicht zurückgegangen. Im Wärmebereich ist ein Zukunft die Kontinuität der Erzeugung und Einspeisung \r\n28,7 Biogasanlagen 2023 Rückgang von 15,1 TWh auf 14,3 TWh zu verzeichnen. sein.\r\n\r\n+27 ■\t Minimale Zunahme der Biomethaneinspeisungen ins ■\t Die Etablierung geeigneter Rahmenbedingungen ist \r\n20221 15,1 9.634 Anzahl Gasnetz: Im Vergleich zum Vorjahr ist die Einspeisung von entscheidender Bedeutung, um das Wachstum im \r\n\r\n30,5 Biogasanlagen 20221 von Biomethan von 2022 auf 2023 leicht gestiegen, Biogas- und Biomethan-Sektor weiter zu entwickeln.\r\n\r\n+102 was sich anhand einer Zunahme des Werts von 10,4 TWh \r\n■\t\r\n\r\nauf 10,7 TWh ablesen lässt. Für die Biomethaneinspeisung in das Gasnetz  \r\n13,4 9.532 Anzahl erhält die Transformation der Gasnetze zunehmende \r\n\r\n2021 28,2 Biogasanlagen 2021 ■\t Geringer Anstieg von Biogasanlagen: Im Jahr 2023 Bedeutung.\r\nstieg die Zahl der Biogasanlagen von 9.634 auf 9.661, \r\n\r\n■\t Biomethan stellt heute schon eine Möglichkeit zur \r\nWärme Bruttostrom während die Zahl der Biomethananlagen einen Anstieg \r\n\r\nvon 242 auf 248 verzeichnete. Defossilisierung der Gasversorgung dar. Auf diese \r\nWeise kann Biomethan als saisonal und flexibel einsetz-\r\n\r\nEinspeisung Biomethan [TWh] Anstieg Biomethananlagen barer Energieträger einen Beitrag zur Klimaneutralität \r\n\r\n248 Anzahl in regionalen Clustern leisten.\r\n2023 10,7 Biomethananlagen 2023\r\n\r\n+6\r\n2022 10,4 242 Anzahl\r\n\r\nBiomethananlagen 20221\r\n\r\n+4\r\n238 Anzahl\r\n\r\n2021 10,4 Biomethananlagen 2021¹\r\n\r\nQuellen: Umweltbundesamt (2024), Deutsche Energie-Agentur (2023), Fachverband Biogas (2022, 2023) \r\n1 Änderung der Daten zum Vorjahr aufgrund einer Anpassung der Quelle\r\n\r\n| 30 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nAußenhandel Biomethan Der Außenhandel mit Biomethan ist  \r\n\r\nnach wie vor relativ gering\r\nAußenhandelsbilanz Außenhandelsbilanz Außenhandelsbilanz\r\n2021 2022 2023 ■\t Geringe Bedeutung von Biomethan: Trotz gelegentli-\r\n–0,6 TWh 0,05 TWh -0,62 TWh cher Schwankungen im Außenhandel mit Biomethan in  Ausblick \r\n\r\nDeutschland nimmt dieser im Gesamtbild des deut- ■\t Die Außenhandelsbilanz von Biomethan ist durch ein \r\n0,90 schen Energiehandels nach wie vor eine eher periphere leichtes Defizit gekennzeichnet.\r\n\r\nStellung ein.\r\n■\t Der Außenhandel mit Biomethan wird auch in Zukunft \r\n\r\n■\t Handelsbilanzdefizit: Im Jahr 2022 wies die Handelsbi- ein Element für die deutsche Energiewende und den \r\n0,76 lanz noch einen leichten Positivsaldo auf, im Jahr 2023 Gashandel in Europa sein.\r\n\r\njedoch einen deutlichen Negativsaldo. Das Handelsdefi-\r\nzit entspricht etwa dem Niveau des Jahres 2021.\r\n\r\n■\t Handelspartner: Die bedeutendsten Handelspartner für \r\ndie Einfuhr von Biomethan sind Großbritannien und \r\nDänemark. Größter Abnehmer ist die Schweiz, gefolgt \r\nvon den Niederlanden und Österreich. Dänemark\r\n\r\n0,30 Großbritannien\r\n0,25\r\n\r\n0,20\r\n0,76 TWh Einfuhr 0,14 TWh Ausfuhr\r\n\r\n0,14\r\nImporte und Exporte von Deutschland\r\nBiomethan nach und aus \r\nDeutschland im Jahr 2023\r\n\r\n2021 2022 2023\r\n\r\nEinfuhr [TWh] Ausfuhr [TWh] Österreich\r\n\r\nNiederlande\r\n\r\nSchweiz\r\n\r\nQuellen: Deutsche Energie-Agentur (2022, 2023, 2024)\r\n\r\n| 31 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nFlexibilität des Stromverbrauchs Flexibilitätsbereitstellung durch Elektrolyseure \r\nvon Elektrolyseuren wird immer relevanter für das System\r\n\r\n20,1 ■\t Wachsende Rolle der Elektrolyseure: Elektrolyseure \r\nStromverbrauch von Elektrolyseuren [TWh] gewinnen durch technologische Fortschritte und stei-  Ausblick \r\n\r\ngende Wasserstoffnachfrage an Bedeutung. Ihre hohe ■\t Um die für die Jahre 2030 und 2045 prognostizierten \r\nRegelgeschwindigkeit ermöglicht eine effektive Netz- Werte zu erreichen, ist ein signifikanter Ausbau der  \r\nentlastung und die Optimierung der Nutzung Erneuer- installierten Leistung von Elektrolyseuren erforderlich.\r\nbarer Energien. Sie fördern gleichzeitig die Versor-\r\ngungssicherheit und Netzstabilität. ■\t Es muss gezielt in den Ausbau der Elektrolysekapazitä-\r\n\r\nten und in die Entwicklung flexibler Betriebsstrategien \r\n■\t Markt- und netzdienliche Flexibilität: Elektrolyseure investiert werden. Dies erfordert finanzielle Anreize, \r\n\r\nkönnen sowohl markt- als auch netzdienlich agieren. \r\n+861 % regulatorische Anpassungen und die Integration von \r\n\r\nDer Betrieb kann an Preissignale auf dem Strommarkt Elektrolyseuren in den Energiemarkt, um deren Flexibi-\r\n173,5 angepasst werden, sodass sie insbesondere in Zeiten lität wirtschaftlich nutzbar zu machen.\r\n\r\nniedriger Strompreise betrieben werden. Darüber hin-\r\naus tragen sie zur Netzstabilisierung bei, indem sie ■\t Fortschritte in der Regeltechnik und der digitalen Ver-\r\nüberschüssigen Strom aufnehmen oder Lastspitzen netzung sind essenziell, um Elektrolyseure optimal  \r\nreduzieren. zu steuern. Gleichzeitig muss die Wasserstoffnutzung \r\n\r\nin Industrie, Verkehr und Wärme gefördert werden,  \r\n■\t Anstieg der Flexibilitätsbeiträge: Noch leisten Elektro- um die Nachfrage zu sichern und die Sektorkopplung \r\n\r\nlyseure kaum einen Beitrag zur Flexibilität. Bis 2030 voranzutreiben.\r\nwird erwartet, dass 35 % ihres Stromverbrauchs flexi-\r\n\r\n33,2 bel genutzt werden, 2045 soll dieser Anteil auf 89 % \r\nsteigen. Der gesamte Stromverbrauch, der flexibel \r\ngenutzt wird, erhöht sich zwischen 2030 und 2045 vor-\r\n\r\n11,7 aussichtlich um rund 860 %. \r\n18,1\r\n\r\n0,9 6,4\r\n2024 2027 2030 2045\r\n\r\nStromverbrauch flexibel Stromverbrauch Grundlast\r\n\r\nQuellen: Ariadne (2024), Berechnungen EY \r\n1  Annahme voraussichtlich um 2024 und 2027: 4.400 h, 2030: 4.200 h, 2045: 3.700 h; Flexibilitätsbeitrag 2027 \r\n\r\nentspricht Verhältnis von 2030\r\n\r\n| 32 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE „\r\nWasserstoffspeicher zur  Wasserstoffspeicher können großen  \r\nFlexibilitätsbereitstellung Flexibilitätsbeitrag leisten\r\n\r\n■\t Wasserstoffspeicher können in Zukunft erheblich dazu \r\nWasserstoffspeichervolumen [TWh] beitragen, Energieerzeugung und -verbrauch sowohl  Ausblick \r\n\r\nbei kurzfristigen als auch bei saisonalen Schwankungen ■\t Der künftige Bedarf an Investitionen ist maßgeblich \r\n2050 in Einklang zu bringen, die Netzstabilität zu gewähr- \r\n\r\nExtremwetter1 von der Entwicklung der Wasserstoffproduktion und \r\n28,8 54,9   83,7 leisten und zur Versorgungssicherheit beizutragen. Mit \r\n\r\nBasis² 28,8 14,5   43,3 des Wasserstoffimports abhängig, wobei zu berück-\r\ndem zunehmenden Anteil Erneuerbarer Energien im sichtigen ist, dass diese beiden Faktoren wiederum von \r\nStromnetz und einer fortschreitenden Elektrifizierung der Dekarbonisierung und der Umstellung industrieller \r\n\r\n2045 anderer Sektoren kommt auch den Wasserstoffspei- Prozesse von fossilem Erdgas auf Wasserstoff beein-\r\nExtremwetter 24,1 54,9   79,0 chern eine bedeutende Rolle zu, um die Stromversor-\r\n\r\nBasis 24,1 13,1   37,2 flusst werden.\r\ngung auch in der Dunkelflaute sicherzustellen. Damit \r\nsind sie ein wesentliches Element eines resilienten ■\t Die Schaffung geeigneter rechtlicher und finanzieller \r\n\r\n2040 Energiesystems. Rahmenbedingungen ist eine unabdingbare Voraus- \r\nExtremwetter 19,4 54,9   74,3 setzung für die Realisierung und Förderung künftiger \r\n\r\nBasis 19,4 13,1   32,5 ■\t Betrachtung von Szenarien: Das zukünftig zu erwar- Investitionen.\r\ntende Speichervolumen unterliegt verschiedenen  \r\nSzenarien. Im Gegensatz zum Basisszenario spielt der \r\n\r\n2035 Zubau neuer Kavernenspeicher im Extremwetter- \r\nExtremwetter 13,4 8,0   21,4 Investitionskosten bis 2050 für Wasserstoff- \r\n\r\nBasis 13,4   13,4 szenario eine größere Rolle, da hier mit einer langen speicher in verschiedenen Szenarien\r\nDunkelflaute gerechnet wird. Die Umnutzung bestehen-\r\nder Speicher ist in beiden Szenarien ein zentrales \r\n\r\n2030 Element.\r\nExtremwetter 7,3  7,3\r\n\r\nBasis\r\n\r\nKaverne — Umwidmung Kaverne — Neubau Kaverne — Umwidmung Kaverne — Neubau 32,5Mrd. Euro\r\n■\t Investitionskosten: Die Höhe der Investitionskosten,  für das Basis- \r\n\r\ndie für die Speicherung von Wasserstoff in Kavernen szenario\r\nanfallen, hängt in erheblichem Maße von dem zugrunde \r\nliegenden Berechnungsszenario ab. Infolgedessen  \r\nkönnen die Kosten je nach Szenario eine beträchtliche \r\nSpannbreite aufweisen. 64,3Mrd. Euro\r\n\r\nfür das \r\nExtremwetter- \r\nszenario\r\n\r\nQuelle: EWI im Auftrag von RWE (2024) \r\n1 Abbildung eines Wetterjahres mit extremen Verhältnissen und ausgeprägter, überregionaler Dunkelflaute \r\n2 Abbildung eines repräsentativen Wetterjahres zwischen 1982 und 2016\r\n\r\n| 33 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  KLIMANEUTRALE GASE\r\n\r\nKlimaneutrale Gase  \r\nReicht das für die Energiewende?\r\n\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse \r\n\r\n■\t Um den voraussichtlichen Bedarf von rund 95-130 TWh im Jahr ■\t Die signifikante Bandbreite der prognostizierten Kosten ist auf Wasserstofferzeugung und voraussichtlicher Bedarf  \r\n\r\n2030 zu decken, bedarf es eines beschleunigten Zubaus von Pro- eine Reihe von Faktoren zurückzuführen wie die weit auseinander- 2030 in Deutschland [TWh]\r\n\r\nduktionskapazitäten und eines Importhochlaufs. Allerdings ist zu liegenden Kostenschätzungen für die künftige Erzeugung von \r\nberücksichtigen, dass die Erzeugung von grauem Wasserstoff auch erneuerbarem Strom sowie die unsichere Entwicklung der Investi 2023 37\r\n\r\n2023 aufgrund der wirtschaftlichen Entwicklung rückläufig war. tionskosten bei den Elektrolyseuren.\r\n■\t Die angestrebte Elektrolysekapazität von 10 GW im Jahr 2030 ■\t Darüber hinaus sind die notwendigen Strukturen und Förderungen \r\n\r\n2030 95 Voraussichtlicher \r\nerscheint zum gegenwärtigen Zeitpunkt als ehrgeiziges Ziel,  in Bezug auf Infrastruktur, Transport, Speicherung und Import von 130\r\n\r\nBedarf\r\n\r\ndessen Realisierung nicht gewährleistet ist. Obwohl Planungen  Wasserstoff nicht ausreichend gegeben. +58 TWh\r\n\r\nzur Installation einer Leistung von 13 GW bis zum Jahr 2030  ■\t Die Unsicherheiten, die mit Faktoren wie Marktpreis, Transport- \r\nexistieren, befindet sich ein signifikanter Anteil davon noch in  Fossile Quellen Nebenprodukt Wasserelektrolyse\r\n\r\nkapazitäten, Verfügbarkeit von Mengen und regulatorischen  \r\nder Konzept- oder Machbarkeitsphase. Zwischen finanziell abge- Rahmenbedingungen verbunden sind, stellen ein erhebliches \r\nsicherten, im Bau befindlichen und in Betrieb genommenen Pro- Hemmnis für Investitionen in konkrete Wasserstoffprojekte dar.\r\njekten, die etwa 1,6 GW ausmachen, und dem Ziel von 10 GW Elektrolysekapazität in Deutschland [GW]\r\nbesteht demnach eine Diskrepanz von 8,4 GW. ■\t Die Reduzierung von Investitionsrisiken sowie die Beschleunigung \r\n\r\ndes Markthochlaufs für erneuerbaren und kohlenstoffarmen  \r\n■\t Grüner Wasserstoff ist derzeit zwar die teuerste Option, stellt aber Ziel 2030 Ziel 10,0\r\n\r\nWasserstoff Wasserstoff bedingen eine Optimierung der Rahmen-\r\naufgrund seiner Klimaverträglichkeit die nachhaltigste und lang- bedingungen und die Implementierung adäquater Fördermaßnahmen.\r\nfristig sinnvollste Lösung dar. Blauer Wasserstoff ist günstiger und Angekündigte \r\nkann als Übergangstechnologie dienen, bleibt jedoch mit CO-₂ ■\t Nur mit einer gesicherten Nachfrage können Investitionsentschei- Projekte bis 20230 13,0\r\n\r\nEmissionen behaftet. Für beide Versionen wird in den nächsten dungen entlang der gesamten Wertschöpfungskette getroffen  \r\n+8,4 GW  \r\n\r\nJahren mit einer Erhöhung der Wettbewerbsfähigkeit gerechnet. werden. Dafür braucht es einen kohärenten Förderrahmen und \r\nGrauer Wasserstoff ist aktuell am billigsten, verursacht jedoch Absicherungsmechanismen, welche auch die Zahlungslücke zwi-\r\nhohe Treibhausgasemissionen und muss daher schnellstmöglich schen Angebot und Nachfrage verringern. In Betrieb FID/im Bau Machbarkeits- Konzept\r\n\r\nstudie\r\n\r\ndurch klimafreundlichere Alternativen ersetzt werden.\r\n\r\n| 34 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nEnergienetze\r\nStromnetze\r\n■\t Der Bedarf an Investitionen in die Stromnetze ist weiter-\r\n\r\nhin hoch. \r\n■\t Die Novelle des Messstellenbetriebsgesetzes setzt wich-\r\n\r\ntige Anpassungen um, damit der Smart-Meter-Rollout an \r\nGeschwindigkeit gewinnen kann. Kennzahl\r\n\r\n■\t Der Fokus liegt zunehmend auch hier auf den Energie- Stromnetze\r\nwendetechnologien und der erforderlichen Sicht- und \r\nSteuerbarkeit dezentraler Einspeiser. \r\n \r\n\r\nGas- und Wasserstoffnetze \r\n■\t Die Transformation bestehender Gasnetze und der Auf-\r\n\r\nbau von Wasserstoffnetzen sind eine große Herausfor- \r\nderung und bedürfen eines passenden rechtlichen, wirt-\r\nschaftlichen und regulatorischen Rahmens.​\r\n\r\n■\t Der regulatorische Rahmen hat sich durch die KANU-\r\n2.0-Regelung an die Herausforderungen der Gasnetze \r\nangenähert. Perspektivisch müssen noch weitere Anpas-\r\nsungen folgen. \r\n\r\n■\t Die EU-Gasbinnenmarktrichtlinie setzt wichtige Rahmen-\r\nbedingungen für die Transformation und muss zügig im  \r\nnationalen Recht bis August 2026 umgesetzt werden. 4Investitionen in die Netzinfrastruktur\t 36\r\n\r\nGenehmigungs- und Planungsverfahren\t  37\r\n\r\nAnzahl zusätzlicher Netznutzer bis 2032\t 38\r\n\r\nDigitalisierung des Stromnetzes — Anzahl der  \r\nPflichteinbaufälle und Smart-Meter-Rollout\t 39\r\n\r\nNetzentgelte und EK-Zinssätze\t 40\r\n\r\nEE-Ausbau und Netzengpassmanagement\t 41\r\n\r\nVersorgungssicherheit im Stromsektor — SAIDI\t 42\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 43\r\n\r\nGas- und Wasserstoffnetze \r\nEntwicklung der Netzentgelte Gas und der \r\nGasabsatzmengen Haushalte\t 44\r\nVerlauf der Investitionen in das Gasnetz\t 45\r\n\r\nEinfluss von KANU 2.0 auf die kalkulatorischen  \r\nKosten (beispielhafte Kalkulation)\t 46\r\n\r\nVersorgungssicherheit im Gassektor — SAIDI\t 47\r\n\r\nDer Bau des Wasserstoff-Kernnetzes  \r\nhat begonnen\t 48\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 49\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nInvestitionen in Für die Bewältigung der Transformationsaufgabe sind \r\ndie Netzinfrastruktur erhebliche Investitionen in die Stromnetze zu leisten\r\n\r\nInvestitionen in die Netzinfrastruktur VNB und ÜNB ■\t Ein resilientes Energiesystem setzt auf Elektronen, \r\nMoleküle und Sektorkopplung. Die Systementwick-\r\n\r\n[Mio. €]] [TWh]\r\n36.000 600 lungsstrategie und eine integrierte Netzplanung gewin-\r\n\r\nnen an Bedeutung. \r\n30.000 500\r\n\r\n■\t Bei den Stromnetzen steigt durch die zunehmende \r\n24.000 400 Elektrifizierung (Verkehr, Wärme, Industrie) und  \r\n\r\nden weiteren Umbau der Stromerzeugung der Investi- \r\n18.000 300\r\n\r\ntionsbedarf auf allen Netzebenen massiv. \r\n12.000 200 ■\t Neben einer wettbewerbsfähigen Verzinsung ist die \r\n\r\n6.000 100 Verfügbarkeit von Materialien und Fachkräften grund-\r\nlegend. Eine Studie von BDEW und ZVEI zeigt, dass  \r\n\r\n0 0 sich die Bedarfe an Kabeln, Transformatoren usw. mas-\r\n2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 (Plan) 2030 (Plan)\r\n\r\nsiv erhöhen werden.\r\nInvestitionen  Investitionen  Stromerzeugung aus \r\nNetzinfrastruktur  Netzinfrastruktur  Erneuerbaren Energien  \r\nVNB [Mio. €] ÜNB [Mio. €] [TWh] Ausblick\r\nStromkreislänge ÜNB [Tsd. km]\r\n\r\n■\t Die anstehenden Investitionen sind eine Herausforde-\r\n50\r\n\r\n45,6 rung. Damit sie gelingen, braucht es eine wettbewerbs-\r\nfähige Verzinsung des eingesetzten Kapitals bei \r\n\r\n40 36,3 37,7 38,4\r\ngleichzeitigem Augenmerk auf kostendämpfende Maß- \r\nnahmen, beispielsweise durch Standardisierung/\r\n\r\n30 Harmonisierung.\r\n\r\n20\r\n\r\n10\r\n\r\n0\r\n2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2030 (Plan)\r\n\r\nAusbau der Stromkreislänge ÜNB \r\n\r\nQuellen: Monitoringberichte der Bundesnetzagentur; BDEW\r\n\r\n| 36 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nGenehmigungs- und  Eine Beschleunigung des EnLAG und des  \r\nPlanungsverfahren¹ BBPlG würde den Netzausbau unterstützen\r\n\r\n■\t Das EnLAG hat in den letzten Jahren die Verfahren fast \r\nPlanungs- und Genehmigungsverfahren nach EnLAG² [km] komplett abgeschlossen und die Projekte sind größten-\r\n2.000 teils realisiert.\r\n\r\n■\t BBPIG: Die Verantwortung für die Planfeststellungs- \r\nund Raumordnungsverfahren liegt bei den meisten \r\n\r\n1.170 1.356 1.506 1.532 1.560\r\nAnträgen bei den Bundesländern/der Bundesnetzagen-\r\n\r\n1.000 1.532\r\ntur (länderübergreifende Vorhaben). Die restlichen \r\nVorhaben liegen, wie beim EnLAG, bei den Länderbe- \r\nhörden.\r\n\r\n0\r\n2019 2020 2021 2022 2023        Q2 2024\t\t  Q3 2024 ■\t BBPIG – Die restlichen Vorhaben liegen, wie bei der \r\n\r\n\t EnLAG, bei den Länderbehörden.\r\n\r\nPlanungs- und Genehmigungsverfahren nach BBPIG3 [km] ■\t Es gibt lange Wartezeiten bei den Planfeststellungs- \r\nund den Raumordnungsverfahren.\r\n\r\n■\t Die Anzahl der jährlichen genehmigten Anträge steigt \r\n10.000\r\n\r\nseit 2022 an.\r\n5.891 6.235 6.128 7.926\r\n\r\n5.000 Ausblick\r\n■\t Genehmigungs- und Planungsverfahren sollten weiter-\r\n\r\n3.719 hin beschleunigt werden, indem die Wartezeiten im Plan- \r\n1.484 871 1.332\r\n\r\n0 feststellungs- und im Raumordnungsverfahren redu-\r\n2019 2020 2021 2022 2023         Q2 2024\t Q3 2024\r\n\r\nziert werden. \r\nNoch nicht im  Im Raumordnungs- Im Planfeststellungs- Genehmigt bzw. Realisiert\r\nGenehmigungsverfahren verfahren verfahren im Bau\r\n\r\nQuelle: Bundesnetzagentur – Monitoring des Stromnetzausbaus Q3 (2024) \r\n1 Offshore wird hier nicht berücksichtigt \r\n2 EnLAG = Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen \r\n3 BBPIG = Gesetz über den Bundesbedarfsplan\r\n\r\n| 37 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nAnzahl zusätzlicher  Die Integration neuer Netzanschlüsse ist eine große \r\nNetznutzer bis 2030 technische und organisatorische Herausforderung\r\n\r\n■\t Netzanschlüsse, insbesondere für PV, Wallboxen und \r\nAnzahl der PV-Anlagen nach Leistung [Mio. Stück]1\r\n\r\nWärmepumpen, verzeichneten flächendeckend einen Ausblick\r\n10 exponentiellen Zuwachs. ■\t Standardisierung, Digitalisierung und Automatisierung \r\n\r\n■\t Netzbetreiber schliessen Anlagen in Rekordzahl an  gewinnen weiter an Bedeutung. \r\n8\r\n\r\ndas Netz an. Die Integration in das System bleibt eine ■\t Fachkräfte und Bürokratieabbau sind notwendig, um \r\nzunehmende Herausforderung. den Zuwachs zu bewältigen.\r\n\r\n6\r\n■\t Neben einem Abbau von Bürokratie kann eine Stärkung ■\t Der schnelle Ausbau von PV-Anlagen macht deren \r\n\r\nder Zusammenarbeit zwischen Netzbetreibern und In-\r\n4 Steuerung zur Netzintegration notwendig.\r\n\r\nstallateuren einen wichtigen Beitrag zur Bewältigung \r\ndieser Aufgabe leisten. Batteriespeicherkapazität und -leistung2\r\n\r\n2\r\n\r\n■\t Neben der zunehmenden Digitalisierung der Anschluss- GW GWh\r\n\r\nprozesse unterstützt eine Harmonisierung der techni- 100 200\t\r\n0\r\n\r\n2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030\r\nschen Anschlussbedingungen in der Nieder- und in der \r\n\r\n> 500 kW 100—500 kW 25—100 kW 7—25 kW 2—7 kW < 2 kW Mittelspannung die Umsetzung neuer Netzanschlüsse. 80 160\t\r\n\r\nAnzahl zusätzlicher Netznutzer [Mio. Stück]2 ■\t Bei der Entlastung der Netze können Batteriespeicher \r\n60 120\t\r\n\r\n10 eine große Rolle spielen, wenn das Marktdesign ent-\r\nsprechend angepasst wird.\r\n\r\n40 80\t\r\n8\r\n\r\n20 40\t\r\n6\r\n\r\n0 0\r\n4 2023 B 2037 B 2045\r\n\r\nBatteriespeicherkapazität [GWh]\r\n2\r\n\r\nKleinbatterie- Großbatterie- \r\nspeicher speicher\r\n\r\n0\r\n2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Batteriespeicherleistung [GW]\r\n\r\nWärmepumpen Ladepunke PV-Anlagen Kleinbatterie- Großbatterie- \r\nspeicher speicher\r\n\r\nQuellen: 1 EY-Kalkulationen, 2 Netzentwicklungsplan NEP 2037/2045, Version 2025\r\n\r\n| 38 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nDigitalisierung des Stromnetzes — Die Digitalisierung der Netze wird zentrale  \r\nAnzahl der Pflichteinbaufälle und Aufgabe für Netzbetreiber\r\n\r\nSmart-Meter-Rollout ■\t Die Digitalisierung ermöglicht die Schaffung von \r\nFlexibilitäten. \r\n\r\n■\t Der Rollout von Smart Metern und Steuereinheiten ist \r\nDie Digitalisierung und die Modernisierung sind wichtige Bestandteile des Stromnetzes 2045  \r\n(bestehendes MSBG) [Mio. Stück] ein wichtiges Element der Digitalisierung. \r\n\r\n30 ■\t Die Novelle des MSBG legt den Fokus nunmehr auf \r\n„Netzdienlichkeit“ und inkludiert einen „Steuerungs- \r\nrollout“.\r\n\r\n20\r\n\r\n■\t Mit der Erhöhung der Preisobergrenzen wird ein not-\r\nwendiger Beitrag zur Wirtschaftlichkeit des Rollouts \r\n\r\n10 geleistet.\r\n\r\n0\r\n2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 Ausblick\r\n\r\nPflichteinbaufälle Installierte iMSys \r\n(Rollout) ■\t Durch die fortschreitende Digitalisierung werden \r\n\r\nzunehmend Flexibilitäten systemdienlich erschlossen.\r\n■\t Neben dem Nutzen für die Netzsteuerung ermöglicht \r\n\r\nDie Digitalisierung und Modernisierung sind wichtige Bestandteile des Stromnetzes 2045  \r\n(neue Gesetzgebung) [Mio. Stück] die ausgerollte Smart-Meter-Infrastruktur neue \r\n\r\nGeschäftsmodelle, die zum Beispiel einen Beitrag zum \r\n30 optimierten Ausgleich von Angebot und Nachfrage  \r\n\r\nauf dem Strommarkt leisten können.\r\n20 ■\t Für eine effiziente Transformation des Energiesystems \r\n\r\nmüssen der Netzausbau sowie die Integration von \r\n10 Erneuerbare-Energien-Anlagen und Verbrauchern auf \r\n\r\nbundesweiter und regionaler Ebene besser harmoni-\r\nsiert und koordiniert werden — ohne dabei den Hoch-\r\n\r\n0\r\n2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 lauf der Erneuerbaren Energien zu behindern.\r\n\r\nSmart-Meter-Rollout Pflichteinbaufälle Steuereinheiten Pflichteinbaufälle \r\n(Smart Meter) (Steuereinheit)\r\n\r\nQuelle: EY-Kalkulation Smart-Meter-Rollout\r\n\r\n| 39 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nNetzentgelte und EK-Zinssätze In jedem Cent der Netzentgelte steckt ein Anteil \r\n\r\nan den Investitionen in die Infrastruktur\r\nNetzentgelte [ct/kWh]\r\n\r\n30 %\r\n\r\n■\t Die Energiewende kommt voran und das erfordert ■\t Die Kosten müssen zudem gerecht verteilt werden. \r\nengagierte Investitionen in die Netze. Im Preis für jede Hier ist die BNetzA gefragt. \r\nKilowattstunde Strom steckt dafür ein Anteil. \r\n\r\n8 20 % ■\t Im Dreiklang der energiepolitischen Ziele – Versor-\r\n■\t Gleichzeitig ist es notwendig, das regulatorische gungssicherheit, Bezahlbarkeit/Akzeptanz und Klima-\r\n\r\nAnreizsystem wettbewerbsfähig zu gestalten, damit die neutralität – zeichnet sich ab, dass die Akzeptanz \r\n4 10 % Finanzierung der erforderlichen Investitionen über- zunehmend in den Fokus gerät.\r\n\r\nhaupt erst gelingen kann.\r\n\r\nAusblick\r\n0 Strompreis für Haushaltskunden [ct/kWh]\r\n\r\n2015 2016\t 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 ■\t Aufgrund der kontinuierlich steigenden Versorgungs-\r\n50\r\n\r\nAnteil der Netz- Netzentgelte für Netzentgelte für Netzentgelte für aufgabe ist eine weitere Steigerung der Investitionen \r\nentgelte am Strompreis Haushaltskunden  Gewerbekunden für Industriekunden für \r\nfür Haushalte 50 MWh 24 GWh zu erwarten.\r\n\r\n■\t Durch sachgerechte Rahmenbedingungen in der Regu-\r\nLeitzins und EK-Zinssätze [%] 40\r\n\r\nlierung muss sichergestellt werden, dass das für die \r\nTransformation erforderliche Kapital beschafft werden \r\n\r\n7,5 kann.\r\n30\r\n\r\n5,0 \r\n\r\n20\r\n\r\n2,5 \r\n\r\n0 10\r\n2015 2016\t 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\n\r\n28,2 %\r\nEK-Zinssatz < 40 % Altanlagen EK-Zinssatz < 40 % Neuanlagen Leitzins EZB 24,2 %\r\n\r\n0\r\n2020 2021\t 2022 2023 2024\r\n\r\nNetzentgelte Beschaffung,  Mehrwertsteuer Umlagen Stromsteuer\r\ninkl. MSB Vertrieb\r\n\r\nQuellen: Bundesnetzagentur – Monitoringbericht (2024), EZB, BDEW-Strompreisanalyse (2024) Quelle: BDEW-Strompreisanalyse\r\n\r\n| 40 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nEE–Ausbau und  Gegen steigende Kosten für Redispatch helfen  \r\nNetzengpassmanagement nachhaltig nur Netzausbau und Netzmodernisierung\r\n\r\n■\t Ein Großteil der Redispatch-Mengen ist durch Engpässe \r\nKosten für das Netzengpassmanagement [Mio. €] im Übertragungsnetz bedingt. \r\n4.000\r\n\r\n■\t Redispatch-Maßnahmen führen zu hohen Kosten bei \r\nden Übertragungsnetzbetreibern, die über die Netzent-\r\n\r\n3.000\r\ngelte vom Verbraucher gezahlt werden müssen. \r\n\r\n2.000 ■\t Nachdem die Redispatch-Kosten im Jahr 2022 bei rund \r\n2,7 Mrd. Euro lagen, sind sie seither zurückgegangen:  \r\n\r\n1.000 Im Jahr 2023 waren es 2,4 Mrd. Euro und für 2024 \r\nzeichnen sich Kosten in Höhe von 1,5 Mrd. Euro ab  \r\n\r\n0\r\n2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 bis (bis Q3 2024 sind es 1,1 Mrd. Euro).\r\n\r\nQ3 2024\r\n\r\n■\t Netzengpassmanagement besteht aus Redispatch, \r\nRedispatch-Kosten Kosten für Kosten für Einsatz von \r\n\r\nCountertrading  Netzreservekraftwerken Countertrading und dem Einsatz von Netzreserve- \r\nkraftwerken.\r\n\r\nJährliche Redispatchmengen [GWh] und jährliche EE-Stromerzeugung [TWh]\r\n\r\n40.000 400 Ausblick\r\n30.000 300 ■\t Netzausbau, die Nutzung von Flexibilitäten und  \r\n\r\nEngpassmanagement sollten gesamtwirtschaftlich \r\n20.000 200 optimiert werden. \r\n\r\n■\t Der erforderliche starke Netzausbau ist notwendig,  \r\n10.000 100 um mittelfristig den Redispatch-Bedarf und damit die \r\n\r\nRedispatch-Kosten zu senken.\r\n0 0\r\n\r\n2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Q3 2024\r\n\r\nGesamtmenge  Stromerzeugung aus  \r\nNetzengpassmanagement Erneuerbaren Energien\r\n\r\nQuellen: Bundesnetzagentur — Quartalsbericht Netzengpassmanagement Q4 (2023) \r\nQ3 2024 Daten — SMARD Bundesnetzagentur Q3 (2024)\r\n\r\n| 41 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE „\r\nVersorgungssicherheit im  Integration der Erneuerbaren Energien ohne  \r\nStromsektor — SAIDI negativen Einfluss auf die Versorgungssicherheit\r\n\r\n■\t Der SAIDI (System Average Interruption Duration ■\t Auch bei steigendem Anteil der Erneuerbaren  \r\nIndex) gibt die durchschnittliche Versorgungsunter- \r\n\r\nEntwicklung des SAIDI-Werts [min] Energien im System konnte das hohe Niveau der \r\nbrechung je angeschlossenem Letztverbraucher  Versorgungssicherheit gehalten werden. \r\ninnerhalb eines Kalenderjahres an. ■\t Es gab einen leichten Anstieg der Versorgungs- \r\n\r\n20 60 ■\t Seit 2006 konnte die Dauer der Versorgungsunterbre- unterbrechungen von 2022 auf 2023, der  \r\nchungen fast halbiert werden. jedoch unter dem langjährigen Durchschnitt von \r\n\r\n14,5 Minuten liegt. Das ist ein Spitzenwert im  \r\neuropäischen Vergleich.\r\n\r\n15 45\r\n\r\n14,5 Vergleich des SAIDI-Werts in der Dachregion [min] \r\n\r\nAusblick\r\n30\r\n\r\n■\t Netzstabilität ist ein positiver Standortfaktor für \r\n10 30 Deutschland. \r\n\r\n25 ■\t Um die hohe Versorgungssicherheit aufrechtzuerhal-\r\nten, müssen (zusätzliche) dezentrale Einspeiseanlagen \r\nsteuerbar gemacht werden.\r\n\r\n5 15 20\r\n\r\n15\r\n\r\n0 0 \r\n2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 12,8\r\n\r\nSAIDI ENWG gesamt  Anteil EE am Bruttostrom- Durchschnittlicher Wert 10\r\n[min/Letztverbraucher] verbrauch [%] SAIDI\r\n\r\n5\r\n\r\n0\r\n2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023\r\n\r\nQuelle: Bundesnetzagentur – Kennzahlenentwicklung Strom SAIDI (2023) Deutschland Österreich Schweiz\r\n\r\n| 42 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | STROMNETZE\r\n\r\nEnergienetze Stromnetze  \r\nReicht das für die Energiewende? Jährliche notwendige Investitionen in das Stromnetz [Mrd. Euro]\r\n\r\nÜNB\r\n\r\n8,6\r\n\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse 16,4\r\n■\t Noch sind wichtige Eckpfeiler in der Entwicklung, beispielsweise  ■\t Eine wettbewerbsfähige Verzinsung ist grundlegende Vorausset-\r\n\r\ndie Wärmeplanung und ihre Auswirkungen auf die Netzplanung. zung für den notwendigen Netzausbau. Hier müssen im Rahmen VNB\r\n■\t Der Zubau Erneuerbarer Energien und der Zuwachs an Netz des „NEST“-Prozesses noch die richtigen Weichen gestellt werden. \r\n\r\nanschlüssen erreichen weiterhin Rekordwerte. ■\t 10,2\r\nGleichzeitig muss ein Augenmerk auf kostendämpfende Effekte \r\n\r\n■\t Sicher ist: Der Netzausbau wird eine entscheidende Säule der  gelegt werden — beispielsweise mittels Entbürokratisierung und 15,4\r\nEnergiewende bleiben — flankiert durch Digitalisierung. neuer, innovativer Konzepte.\r\n\r\n■\t\r\n■\t Dabei ist die Versorgungsqualität auf hohem Niveau. Angesichts der hohen Herausforderungen und begrenzter  \r\n\r\n2024 Zielwert 2030\r\nRessourcen ist eine klare Fokussierung auf die Themen, die die \r\n\r\n■\t Die kleine EnWG-Novelle hat einen wichtigen Beitrag zur  Energiewende voranbringen, weiterhin notwendig.   \r\nVersorgungssicherheit und zur Wirtschaftlichkeit des Smart- \r\nMeter-Rollouts geleistet.\r\n\r\nAnzahl zusätzlicher Netznutzer [Mio.]\r\n\r\n2024 +177,6 %\r\n\r\n25,8\r\n\r\n2030\r\n\r\nWärmepumpen Ladepunkte PV-Anlagen\r\n\r\n| 43 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE „\r\nEntwicklung der Netzentgelte Steigende Netzentgelte Gas trotz  \r\nGas und der Gasabsatzmengen sinkender Eigenkapitalverzinsung\r\n\r\nHaushalte ■\t Die Netzentgelte steigen von 2023 auf 2024 aufgrund \r\nweiter sinkender Absatzmengen und kürzerer Abschrei-  Ausblick\r\nbungsdauern für Neuinvestitionen (KANU 1.0). ■\t In den nächsten Jahren sind weiter steigende Netz- \r\n\r\nNetzentgelte Gas [ct/kWh]\r\n■\t Aufgrund sinkender Beschaffungskosten steigt der entgelte zu erwarten. Grund dafür sind die durch  \r\n\r\n1,5 30 %\r\nAnteil der Netzentgelte am Gaspreis wieder. KANU 2.0 zulässigen degressiven Abschreibungsmög-\r\n\r\nlichkeiten von Bestandsanlagen und die rückläufige  \r\n■\t Wesentlicher Treiber der Endkundenpreise bleibt die Gasabsatzmenge.\r\n\r\n1,0 20 % Beschaffung. \r\n■\t Eine schnellere Refinanzierung bestehender Anlage- \r\n\r\ngüter ist durch degressive Abschreibung möglich.\r\n0,5 10 % Gaspreis für Haushaltskunden [Cent/kWh] und Anteil Netzentgelte [%] ■\t Wenn Netzbetreiber jetzt die Möglichkeit zu degressi-\r\n\r\nven Abschreibungen nutzen, können Netzentgeltstei-\r\n8,4 % gerungen zukünftig geringer ausfallen. \r\n\r\n0 0 \r\n2015 2016\t 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\n\r\n15\r\n\r\nNetzentgelte Netzentgelte Netzentgelte Anteil Netzentgelte am  \r\nHaushaltskunden MFH Gewerbekunden Industrie Gaspreis der Haushalte [%]\r\n\r\nGasabsatzmenge [TWh] und Netzentgelte [ct/kWh] Haushalte pro Jahr 15,5 %\r\n350 2,5\r\n\r\n10\r\n\r\n300\r\n2,0\r\n\r\n250\r\n\r\n1,5 24,7 %\r\n200\r\n\r\n5\r\n\r\n150 1,0\r\n\r\n100\r\n0,5\r\n\r\n50\r\n\r\n0\r\n0 0 2020 2021\t 2022 2023 2024\r\n\r\n2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\nBeschaffung, Vertrieb Netzentgelte inkl. MSB Mehrwertsteuer Sonstige Abgaben und \r\n\r\nGasabsatzmenge Haushalt Netzentgelte Haushalte  Umlagen\r\n[TWh] [ct/kWh]\r\n\r\nQuellen: Monitoringbericht (2024), BDEW-Gaspreisanalyse (2024), SMARD (2024)  Quellen: BDEW-Gaspreisanalyse 2024; BDEW-Monitoringbericht 2024\r\n\r\n| 44 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE „\r\nVerlauf der Investitionen  Die Gesamtinvestitionen sind in den  \r\nin das Gasnetz letzten Jahren zurückgegangen\r\n\r\n■\t Investitionen in das Gasnetz dienen dem Ausbau und \r\nInvestitionen in die Netzinfrastruktur FNB und VNB [Mio. €] der Erneuerung der Netze, um die Versorgungssicher-\r\n\r\nheit weiter zu gewährleisten. \r\n■\t In den Jahren 2019 bis 2023 flossen durchschnittlich \r\n\r\n34 % der Investitionen in die Erneuerung und Instand-\r\n2.500 haltung der Netze und 66 % in den Ausbau.\r\n\r\n1.170 ■\t Bis zu einem geplanten Ausstieg aus der Gasversor-\r\n1.273 gung muss weiterhin die Versorgungssicherheit \r\n\r\n1.488 1.377 gewährleistet sein.\r\n2.000\r\n\r\n■\t Investitionen können daher nicht beliebig reduziert \r\n1.674\r\n\r\nwerden und müssen ggf. hinsichtlich einer zukünftigen \r\n965 Transformation hin zu wasserstofftauglichen Netzen \r\n\r\n1.736 1.445\r\n1.500 1.031 optimiert werden.\r\n\r\n■\t Für Investitionsentscheidungen sind ein verlässlicher \r\nrechtlicher und regulatorischer Rahmen und eine risi-\r\n\r\n1.155 koadäquate Verzinsung des eingebrachten Eigenkapi-\r\n1.112\r\n\r\n1.000 1.020 tals unerlässlich.\r\n1.651\r\n\r\n1.452\r\n1.333 1.376\r\n\r\n1.189  Ausblick\r\n995\r\n\r\n500 970 ■\t Investitionen in den Ausbau und die Erneuerung von \r\n820 Gasnetzen werden zurückgehen. \r\n\r\n679\r\n527 496 470 ■\t Die Kosten für Stilllegung und Rückbau von Netzen \r\n\r\nwerden dort, wo es unbedingt erforderlich ist, steigen.\r\n0\r\n\r\n2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\n(Plan)\r\n\r\nInvestitionen Investitionen \r\nNetzinfrastruktur FNB Netzinfrastruktur VNB\r\n\r\nQuelle: Bundesnetzagentur — Monitoringbericht (2024) \r\n\r\n| 45 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE „\r\nEinfluss von KANU 2.0 auf  KANU 2.0 fördert die Netzentgeltentwicklung  \r\ndie kalkulatorischen Kosten  und ist ein wichtiger Schritt zur Klimaneutralität\r\n\r\n(beispielhafte Kalkulation) ■\t Perspektivisch werden immer weniger Netznutzer vor-\r\nhanden sein, auf die die Netzkosten umgelegt werden \r\nkönnen. Frühzeitigere Abschreibungen entlasten diese Was ist KANU 2.0?\r\n\r\nUse Case: beispielhafter Einfluss der degressiven Abschreibung auf die Entwicklung der kalkulatorischen Nutzer und verteilen die Kosten auf eine jetzt noch \r\nKosten (auf Bestandsanlagen, Reinvestitionen wurden nicht berücksichtigt) hohe Zahl an Endkunden. KANU 2.0 ist ein Beschluss der BNetzA zur  \r\nKalkulatorische Kosten [Mio. Euro] ■\t KANU 2.0 ermöglicht es den Netzbetreibern, durch ein Anpassung von kalkulatorischen Nutzungsdauern \r\n\r\nVorziehen von Abschreibungen die Gaskunden in der und Abschreibungsmodalitäten von Erdgas- \r\nZukunft zu entlasten. leitungsinfrastrukturen. \r\n\r\n6 ■\t Die kalkulatorischen Kosten enthalten einen kalkulato-\r\nDie neue Regelung hilft den Netzbetreibern,  \r\n\r\nrischen Gewinn.\r\nwährend der Transformation einen wirtschaft- \r\nlichen Betrieb der Gasnetze zu gewährleisten. \r\n\r\n Ausblick\r\nBesonderheit: erstmalige Berücksichtigung der \r\n\r\n4 ■\t Die Weiterentwicklung der regulatorischen und recht- Bestandsanlagen.\r\nlichen Rahmenbedingungen ist für die Transformation \r\nder Gasversorgung dringend notwendig.\r\n\r\n■\t Eine effiziente Transformationsplanung und Umset-\r\nzung reduziert die Kosten.\r\n\r\n2\r\n\r\n0\r\n2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045\r\n\r\nKANU 2.0 — lineare KANU 2.0 — degressive Ohne KANU 2.0 \r\nAbschreibung Abschreibung (12 %)\r\n\r\nQuelle: EY-Simulation zum Einfluss von KANU 2.0 \r\nAnnahmen: Reinvestitionsplan nach den Nutzungsdauern unterem Rand der GasNEV; Inflation 3 %; Effizienzwert 75 %, \r\nGewerbesteuerhebesatz 425 %; EK-Zinssätze nach 4. RegP. \r\n\r\n| 46 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE „\r\nVersorgungssicherheit im  Die Versorgungssicherheit im Gassektor  \r\nGassektor — SAIDI zählt zu den besten in Europa\r\n\r\n■\t Deutschland schneidet weiterhin in Bezug auf die \r\nÜberdurchschnittlich gute SAIDI-Werte trotz angespannten Gasmarktes — Versorgungssicherheit  durchschnittliche Unterbrechungsdauer je Kunde  Ausblick\r\nbleibt gewährleistet (SAIDI) in Europa mit am besten ab. ■\t Die Einhaltung des Zieldreiecks Versorgungssicherheit, \r\nSAIDI gesamt Gas [min/Letztverbraucher] ■\t Der SAIDI-Wert sinkt von 2022 auf 2023 weiter und Bezahlbarkeit und Klimaneutralität muss maßgeblich \r\n\r\nliegt deutlich unter dem langjährigen Durchschnitt. sein für den Transformationsprozess. \r\n4\r\n\r\n■\t Eine integrierte Netzplanung für Gas, Wasserstoff und \r\nStrom ist notwendig für ein resilientes Energiesystem. \r\nDie Systementwicklungsstrategie ist ein erster wichti-\r\nger Schritt in diese Richtung.\r\n\r\n3\r\n\r\n2\r\n\r\nØ 1,54\r\n\r\n1\r\n\r\n0\r\n2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023\r\n\r\nSAIDI gesamt Gas Durchschnitt SAIDI\r\n\r\nQuelle: Bundesnetzagentur – Auswertung Gas (2023) \r\n\r\n| 47 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE „\r\nDer Bau des Wasserstoff- Erster Meilenstein mit der Genehmigung  \r\nKernnetzes hat begonnen des Wasserstoff-Kernnetzes erreicht \r\n\r\n■\t Der Antrag der Fernleitungsnetzbetreiber zum Bau  \r\nBis 2032 soll das rund 9.000 km lange Wasserstoff-Kernnetz in  des Wasserstoff-Kernnetzes wurde von der Bundes-  Ausblick\r\nBetrieb genommen werden netzagentur am 22.10.2024 genehmigt. ■\t Die Festlegung des Hochlaufentgelts durch die Bundes-\r\n\r\n■\t Mit der Umsetzung des größten Wasserstoffnetzes netzagentur erfolgt im Jahr 2025. \r\n\r\nEuropas treibt Deutschland den Hochlauf der Wasser- ■\t Erste regulatorische Rahmenbedingungen für den \r\nstoffwirtschaft entscheidend voran. Betrieb des Wasserstoff-Kernnetzes werden festgelegt. \r\n\r\n■\t Das Wasserstoff-Kernnetz verbindet Industriezentren, ■\t Planung und Umsetzung einer bedarfsgerechten  \r\nErzeugungsanlagen, Speicher und Importrouten Wasserstoff-Verteilnetz-Infrastruktur sind notwendig, \r\nmiteinander. um die Anbindung von Wasserstoffkunden an das  \r\n\r\nWasserstoffnetz zu gewährleisten.\r\n\r\n   Genehmigtes Wasserstoff-Kernnetz    Investitionen Wasserstoff-Kernnetz\r\n\r\nLeitungen\t\t\t\t    9.040 km Genehmigte Gesamtinvestitionen\t 18,9 Mrd. €\r\n\r\nUmzustellende Leitungen der FNB\t\t  5.062 km\r\n\r\nNeubauleitungen der FNB\t\t\t   3.978 km\r\n\r\nGeplante Einspeisekapazitäten\t\t  101 GW\r\n\r\nGeplante Ausspeisekapazitäten\t\t  87 GW\r\n\r\nUmstellungsleitung Neubauleitung\r\n\r\nQuellen: FNB Gas – Wasserstoffstrategie (2023), BDEW (2024) \r\n\r\n| 48 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  ENERGIENETZE | GAS- UND WASSERSTOFFNETZE\r\n\r\nEnergienetze Gas- und Wasserstoffnetze  \r\nReicht das für die Energiewende?\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz [Mrd. €]\r\n\r\n■\t Das Wasserstoff-Kernnetz wurde genehmigt und die Planung im ■\t Die KANU-2.0-Regelung leistet einen positiven Beitrag für die  \r\nOktober 2024 begonnen. Transformation der Gasnetze​. 0\r\n\r\n■\t Mit dem Aufbau der Wasserstoffnetze und zunehmender  ■\t Es braucht nun neben weiterer Transformationsregelungen etwa \r\n18,9\r\n\r\nSektorkopplung gewinnt eine integriere Sicht auf die Netz- zum unbedingt erforderlichen Rückbau und dem Umgang mit  \r\nplanung an Bedeutung. Gaskonzessionen eine zügige Umsetzung der EU-Gasbinnenmarkt-\r\n\r\n■\t Wichtige Eckpfeiler sind noch in der Entwicklung, beispiels- richtlinie — insbesondere der Artikel 38, 56 und 57 —, um den  \r\n\r\nweise die Wärmeplanung und ihre Auswirkungen auf die Trans- Transformationsprozess weiter zu stärken. Leitungslänge des Wasserstoff-Kernnetzes [km]\r\nformation der Gasnetze. ■\t Akzeptanzschaffung und Planungssicherheit für die Transformation \r\n\r\n■\t Erdgas wird mittel- und langfristig eine immer geringere Rolle  der Gasnetze sind eine wichtige politische Aufgabe, die auch im  \r\n\r\nbei der Energieversorgung spielen. Rahmen der kommunalen Wärmeplanung mit berücksichtigt werden 0\r\n\r\nmuss.\r\n■\t Erneuerbare Gase werden zunehmend genutzt werden, jedoch  9.040\r\n\r\n■\t\r\nin deutlich geringerem Umfang als bisher Erdgas. Die tatsächliche Entwicklung von Gas- und Wasserstoffbedarfen  \r\n\r\nist maßgeblich von den politischen Rahmenbedingungen abhängig. \r\n■\t Eine solide Netzplanung wird den Anstieg der Netzentgelte auf  Eine umfassende Netzplanung ersetzt die erforderlichen politi-\r\n\r\n2024 Zielwert 2032\r\nein benötigtes Minimum begrenzen können. schen Maßnahmen nicht.\r\n\r\n| 49 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nWärmewende\r\n■\t Für die Erreichung des Klimaneutralitätsziels ist eine \r\n\r\ngrüne Transformation des Wärmesektors ein zentrales \r\nElement.\r\n\r\n■\t Der hohe Anteil des Wärmesektors (2023: 1.259 TWh)  \r\nam gesamten Endenergieverbrauch (von 2.268 TWh)  \r\nverstärkt die Bedeutung der Wärme für eine erfolgreiche \r\nTransformation.\r\n\r\n■\t Hierfür werden in diesem Kapitel zwei politische Ziele  \r\nfür die Wärmewende analysiert: \r\n— 32 % klimaneutrale Wärme bis 20301 \r\n—  500.000 neue Wärmepumpen pro Jahr ab 2024²  \r\n\r\nbis 2030\r\n■\t Weiterhin werden der Ist-Stand sowie die aktuellen Rah-\r\n\r\nmenbedingungen näher beleuchtet, um abzuschätzen, \r\nwie weit Deutschland von der Zielerreichung entfernt ist \r\nund welche Hindernisse bestehen. Kennzahl\r\n\r\n1 Angestrebtes Ziel Deutschlands nach der Neufassung der europäischen Erneuerbare-Energien-Richtlinie\r\n2  Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz — Eckpunktepapier zur Diskussion der Beschleunigung des \t\r\n\r\nWärmepumpenhochlaufs (2022) sowie Integrierter nationaler Energie- und Klimaplan/NECP (August 2024) 5Entwicklung des gesamten Verbrauchs  \r\nErneuerbarer Wärme- und Kälteendenergie\t 51\r\n\r\nEntwicklung der Nettowärmeerzeugung zur  \r\nleitungsgebundenen Fern- und Nahwärme- \r\nversorgung nach Energieträgern\t 52\r\n\r\nMarktentwicklung Wärmeerzeuger\t 53\r\n\r\nEntwicklung des Wärmepumpenbestandes\t 54\r\n\r\nEntwicklung der Anzahl installierter  \r\nHeizwärmepumpen\t 55\r\n\r\nStart der kommunalen Wärmeplanung in  \r\nDeutschland\t 56\r\n\r\nFlexibilität im Wärmemarkt ermöglicht  \r\nEntlastung des Strommarktes\t 57\r\n\r\nReicht das für die Energiewende?\t 58\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „\r\nEntwicklung des gesamten  Ein überproportional großer Anteil klima- \r\nVerbrauchs Erneuerbarer  neutraler Wärme (80,6 %) wird mit Biomasse erzeugt\r\n\r\nWärme- und Kälteendenergie ■\t Von 2019 bis 2022 war ein kontinuierlicher, jedoch \r\ngeringer Zuwachs des Anteils von Erneuerbaren  \r\nEnergien und Abwärme¹ am Wärmeverbrauch zu \r\nbeobachten.\r\n\r\nErneuerbare Wärme- und Kälteenergie [TWh] ■\t Seit 2023 stagniert der Anteil jedoch.\r\n32,0\r\n\r\n■\t 2024 wurden etwa 206,860 TWh des Gesamtwärme-\r\n250 ,7 18,9 18,9\r\n\r\n16,3 18 marktes von 1.100 TWh mit Erneuerbaren Energien \r\n219,1 und Abwärme² erzeugt. Das entspricht 18,9 %.\r\n\r\n207,0 203,4 206,0\r\n200 ■\t Bei der Erzeugung spielt der Einsatz von Biomasse zur-\r\n\r\nzeit noch eine zentrale Rolle. 80,7 % der erneuerbaren \r\nWärme gehen auf diese begrenzte Ressource zurück.\r\n\r\n150\r\n137,4\r\n\r\n130,4 120,4 120,8\r\n\r\n Ausblick \r\n100\r\n\r\n2,5 2,5 2,1 ■\t Weiterhin bilden das Gebäudeenergiegesetz und das \r\n2,6\r\n\r\n23,1 22,3 22,1 Wärmeplanungsgesetz den Kern für die klimaneutrale \r\n22,4\r\n\r\n50 14,1 Wärmeerzeugung.¹\r\n15,6 15,0 14,3\r\n\r\n,8\r\n9,7 9,1 8\r\n\r\n8,5\r\n1,6 1,8 1,8 1,8\r\n\r\n■\t Gefördert wird die Transformation der Wärmeversor-\r\n17,3 19,9 23,9 27,5\r\n\r\ngung insbesondere durch die Bundesförderung für effi-\r\n8,6 9,7 9,1 8,8\r\n\r\n0\r\n2021 2022 2023 2024 2030 ziente Gebäude (BEG), die Bundesförderung für effizi-\r\n\r\nente Wärmenetze (BEW) und das KWKG.2 Politische \r\nBiogene  Biogene gasförmige Solarthermie Oberflächennahe  Klimaneutraler Anteil¹  \r\nFestbrennstoffe  Brennstoffe Geothermie, Umweltwärme am gesamten End- \r\n\r\n(Wärmepumpen) Unsicherheiten bzgl. der Anforderungen des Gebäude-\r\nenergieverbrauch [%]\r\n\r\nenergiegesetzes (GEG) und der Fördermittelausstat-\r\nBiogene flüssige  Biogener Anteil Tiefe Geothermie Abwärme¹\r\nBrennstoffe des Abfalls tung sollten abgebaut werden, um weitere Stagnation \r\n\r\nzu vermeiden.\r\n■\t Da das Biomassepotenzial begrenzt ist, muss die Nut- 18,9 %\r\n\r\nQuelle: Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat): „Zeitreihen zur Entwicklung der Erneuerbaren \r\nEnergien in Deutschland“ (Februar 2025), BDEW–Jahresbericht 2024 zung weiterer Wärmequellen wie etwa die Nutzung von \r\n1 Unvermeidbare Abwärme i.s.d. WPG Wärmepumpen, Solar- und Geothermie oder die Einbin- Anteil Erneuerbarer Energien am \r\n2 Förderung innovativer KWK-Systeme sowie von Biomassenutzung und grünen Gasen dung unvermeidbarer Abwärme ausgebaut werden. Wärmesektor (2024)\r\n| 51 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „\r\nEntwicklung der Nettowärme- Marktanteil der Fernwärme im Jahr 2024  \r\nerzeugung zur leitungsgebundenen  gegenüber den Vorjahren leicht um 0,7 % gesunken\r\n\r\nFern- und Nahwärmeversorgung1  ■\t Im Jahr 2024 wurden 127 TWh Fernwärme erzeugt, \r\n2,3 % weniger als im Vorjahr. Die Anzahl der Fernwärme-  Ausblick \r\n\r\nnach Energieträgern neuanschlüsse stieg 2024 wieder leicht an, lag  ■\t Den Anstieg des EE-Anteils und die Nutzung unver-\r\naber weiterhin deutlich unter dem Wert von 2023. meidbarer Abwärme unterstützt insbesondere das \r\n\r\n■\t Die Anzahl der Fernwärme-Neuanschlüsse stieg im  Wärmeplanungsgesetz.\r\nNettowärmeerzeugung nach Energieträgern [Mrd. kWh] dritten Quartal 2024 wieder leicht an, lag aber weiter- ■\t Damit der EE-Anteil in der leitungsgebundenen Fern- \r\n\r\nhin deutlich unter dem Niveau von 2023.\r\n10,8 10,7 und Nahwärmeversorgung mit höheren Wachstums- \r\n\r\n150\r\n144 10,3 10,0 Anteil der jährlichen Fern-  ■\t Der Anteil der Erneuerbaren Energien am Energiemix raten voranschreitet, sollte eine angemessene Förder-\r\n\r\n208,77 und Nahwärmeversorgung [%]\r\n17,3 % 134 130 mittelausstattung gewährleistet sein. \r\n\r\n127 der Fernwärme lag im Jahr 2024 unverändert zum \r\nVorjahr bei 19,3 %.\r\n\r\n18,7 %\r\n6,1 % 19,3 % 19,3 %\r\n1,8 % ■\t Zieht man im Sinne des Wärmeplanungsgesetzes \r\n\r\n7,3 %\r\n100 8,4 % 7,8 % 7,6 %\r\n\r\n2,6 % (WPG) zum EE-Anteil den Anteil aus unvermeidbarer \r\n5,9 % 2,0 % 1,5%\r\n\r\n8,7 %\r\n9,1 % 9,1 % Abwärme oder Kombinationen daraus hinzu, lag der \r\n\r\n13,9 % 5,8 % 5,1 % 3,9 % gemeinsame Anteil 2024 dagegen schon bei 36 %. Im \r\n14,3 % 11,5 % 9,6 % bundesweiten Mittel soll dieser kombinierte Anteil ab \r\n\r\n2030 50 % betragen (Ziel nach § 2 Abs. 1 WPG für \r\n50 Wärmenetze).\r\n\r\n46,7 % 49,0 %\r\n42,9 % 45,2 %\r\n\r\n0\r\n2021 2022 2023 2024\r\n\r\nErneuerbare  Übrige konventionelle Braunkohle Erdgas\r\nEnergien Energieträger\r\n\r\nAbwärme Abfall (nicht biogen) Steinkohle Fernwärmeerzeugungsanteil 19,3 %\r\nam Endenergieverbrauch\r\n\r\nDer Anteil der Erneuerbaren Energien an der \r\nQuellen: Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat): „Zeitreihen zur Entwicklung der Erneuerbaren Fernwärme stagniert — ohne Abwärme (2024)\r\nEnergien in Deutschland“ (Februar 2025), Destatis und BDEW (2024) \r\n1 Einschließlich Einspeisungen von Industrie und Sonstigen\r\n\r\n| 52 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „  \r\nMarktentwicklung verkaufter  Gasbasierte Wärmeerzeuger bleiben  \r\nWärmeerzeuger meistverkaufte Lösung\r\n\r\n■\t Im Jahr 2024 ist im Vergleich zum Ausnahmejahr 2023 \r\n1.308,5\r\n\r\nAnzahl an jährlich abgesetzten Wärmeerzeugern [Tsd.] eine Reduktion des Absatzes an Wärmepumpen von ca. \r\n54 % zu verzeichnen.\r\n\r\n1200\r\n\r\n■\t Der Absatz aller Heiztechnologien (mit Ausnahme von \r\nÖl) ist etwa im selben Maße eingebrochen.\r\n\r\n1000 980\r\n929 ■\t Damit hat die Geschwindigkeit der Heizungsmoderni-\r\n\r\nsierung im letzten Jahr stark abgenommen.\r\n842\r\n\r\n800 ■\t Gasbasierte Wärmeerzeuger bleiben, wie schon in den \r\n748\r\n\r\n710 712 732\r\n686,5 681 693,5 712,5 letzten Jahren, die meistverkauften Geräte.\r\n\r\n600  Ausblick \r\n■\t Große Unsicherheiten durch die lange politische \r\n\r\n400 Debatte und das Gesetzgebungsverfahren zum GEG \r\nbzw. „Heizungsgesetz“ haben zu einmaligen Vor- \r\nzieheffekten 2023 und dem späteren Einbruch 2024 \r\n\r\n200 geführt.\r\n■\t 2024 ist ein Konsolidierungspfad erkennbar. \r\n\r\n0 ■\t Eine weitere Verunsicherung durch erneute Diskus- \r\n2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\n\r\nsionen und eine eingetrübte konjunkturelle Lage  \r\nBiomassekessel Wärmepumpen Ölkessel  Ölkessel  Gaskessel  Gaskessel  bergen die Gefahr einer Stagnation der Heizungsmoder- \r\n\r\n(Heizwert) (Brennwert + NT1) (Heizwert) (Brennwert + NT1)\r\nnisierung. \r\n\r\n■\t Steigende CO2-Kosten und ein attraktiver, verlässlicher \r\nFörderrahmen würden dieser Entwicklung entgegen- \r\nwirken. 50 %\r\n\r\nQuelle: Bundesverband der Deutschen Heizungsindustrie e. V. (2024) Reduktion der verkauften Wärmeerzeuger\r\n1 Niedertemperaturkessel (von 2023 auf 2024)\r\n| 53 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „    \r\nEntwicklung des  Schwacher Anstieg des Wärmepumpen- \r\nWärmepumpenbestandes bestandes 2024 im Vergleich zu 2023\r\n\r\n■\t Der Wärmepumpenbestand steigt von 2023 auf 2024 \r\nKumulierte Anzahl an Wärmepumpen  [Tsd. Stück] 20,7 um ca. 209.000 Wärmepumpenheizungen an, was \r\n\r\n19,0 einem Plus von ca. 10 % im Vergleich zum Vorjahr ent- \r\n2200 spricht.\r\n\r\n■\t Die Wärmepumpe hat mit 65 % im Jahr 2024 den größ-\r\n2000\r\n\r\n15,5 ten Anteil an der Beheizungsstruktur im Wohnungs- \r\nneubau in Deutschland. Im Vergleich dazu beträgt der \r\n\r\n1800\r\n13,4 Anteil im Wohnungsbestand nur 4,4 %.¹ \r\n\r\n12,0\r\n1600\r\n\r\n10,9\r\n10,1\r\n\r\n1400 9,3  Ausblick \r\n8,6\r\n\r\n8,0 ■\t Die fortbestehende Diskussion um das GEG erhöht die \r\n1200 7,4\r\n\r\n6,9 Unsicherheiten für Immobilienbesitzer.\r\n6,3\r\n\r\n5,7\r\n1000 5,1 ■\t Dadurch sind für 2025 weiterhin weniger Heizungs- \r\n\r\n4,0 4,5\r\nmodernisierungen zu erwarten.\r\n\r\n3,4\r\n800 3,0\r\n\r\n2,5\r\n1,7 2,0 2,0 2,0 2,3 2,4 ■\t Hinzu kommen Engpässe aufgrund von Fachkräfteman-\r\n\r\n600 gel, die eine weitere Verzögerung des Wärmepumpen-\r\nausbaus verursachen werden.\r\n\r\n400\r\n\r\n200\r\n\r\n0\r\n1990 2000 2005 2010 2015 2020 2024\r\n\r\nSole-Wasser- Wasser-Wasser- Luft-Wasser- Brauchwasser- Gas- Installierte thermische \r\nWärmepumpen Wärmepumpen Wärmepumpen Wärmepumpen Wärmepumpen Leistung von Wärmepumpen \r\n\r\npro Jahr in GW \r\n\r\nQuelle: Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat): „Zeitreihen zur Entwicklung der Erneuerbaren \r\nEnergien in Deutschland“ (Februar 2025) \r\n1 BDEW-Jahresbericht 2024\r\n\r\n| 54 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „  \r\nEntwicklung der Anzahl  Die Dynamik bei neu installierten Wärme- \r\ninstallierter Heizwärmepumpen1 pumpen hat sich 2024 nicht fortgesetzt\r\n\r\n \r\n■\t Die hohe Anzahl neu installierter Wärmepumpen im \r\n\r\nAnzahl installierter Wärmepumpen Jahr 2023 ist auf einen Auftragsstau aus dem Jahr  Ausblick \r\n2022 sowie auf Vorzieheffekte aus dem Jahr 2023 ■\t Die Zahl der bewilligten KfW-Anträge für das BEG steigt \r\n\r\n6 zurückzuführen.\r\nZielwerte zwar wieder langsam an, erreicht mit durchschnittlich \r\n\r\n■\t Die vergangene Dynamik hat sich wie erwartet, 2024 13.961 Anträgen pro Monat im Jahr 2024² aber nicht \r\n4,9 nicht fortgesetzt, weshalb das Erreichen des Ausbau- das Level von 2022 (~ 29.000 Anträge). Es sind da- \r\n\r\n5\r\n\r\nziels von 500.000 Wärmepumpen pro Jahr ab 2024 her keine Steigerungen über das Niveau von 2023 zu \r\n4,4\r\n\r\ngefährdet ist. erwarten.\r\n4 ■\t Es bestehen Unsicherheiten durch den Regierungs-\r\n\r\nZuwachs 500.000 \r\n\r\n172 wechsel und eine unklare Fördermittelausstattung in \r\nWärmepumpen pro Jahr der Zukunft. \r\n\r\n3\r\n\r\n1,9\r\n2 1,7 Tsd.\r\n\r\n1,4 500 500 neu installierte Wärmepumpen¹ (2024)\r\n1,2\r\n\r\n0,9 1,0 339\r\n1\r\n\r\n219\r\n172\r\n\r\n78 109 140\r\n\r\n0\r\n2019 2020 2021 2022 2023 2024 2029 2030\r\n\r\nZuwachsmenge an Kumulierte Anzahl \r\nHeizwärmepumpen pro installierter  \r\nJahr  [Tsd.] Wärmepumpen [Mio.]\r\n\r\nQuellen: Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat): „Zeitreihen zur Entwicklung der Erneuerbaren \r\nEnergien in Deutschland“ (Februar 2025) und eigene Berechnungsgrundlage; Werte für 2029 und 2030 entspre-\r\nchen den politischen Zielwerten \r\n1  Exklusive Brauchwasserwärmepumpen \r\n2  BMWK: www.energiewechsel.de/KAENEF/Redaktion/DE/PDF-Anlagen/BEG/beg-antrangszahlen-2024.html\r\n\r\n| 55 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „  \r\nStart der kommunalen  Neun Bundesländer haben bereits die rechtliche  \r\nWärmeplanung in Deutschland Grundlage für die kommunale Wärmeplanung geschaffen\r\n\r\n■\t Am 1. Januar 2024 ist das Wärmeplanungsgesetz in \r\nKraft getreten. Darin werden die Bundesländer ver-  Ausblick \r\npflichtet, die flächendeckende Wärmeplanung für die ■\t Bis zum 30. Juni 2026 müssen alle Kommunen mit \r\nKommunen vorzuschreiben. mehr als 100.000 Einwohnern einen Wärmeplan \r\n\r\n■\t Bis Ende 2024 hatten neun Bundesländer eine landes- vorlegen.\r\nrechtliche Grundlage für die kommunale Wärmepla- ■\t Kommunen mit weniger als 100.000 Einwohnern \r\nnung geschaffen, in sieben Bundesländern ist sie in haben zwei Jahre mehr Zeit, bis zum 30. Juni 2028.\r\nVorbereitung. \r\n\r\n■\t Damit die Wärmeplanung flächendeckend erfolgt und \r\n■\t Mit Stand 31. Dezember 2024 haben nahezu alle (98 %) die Dynamik bei den kleineren Kommunen nicht \r\n\r\nder 238 deutschen Kommunen mit mehr als 45.000 abnimmt, müssen die Länder weiterhin die Kommunen \r\nEinwohnern² bereits mit der Wärmeplanung begonnen unterstützen.\r\noder sie abgeschlossen.\r\n\r\n■\t Über alle Kommunengrößen hinweg hat bereits ein \r\nDrittel der 11.000 Kommunen mit der Wärmeplanung \r\nbegonnen oder sie bereits abgeschlossen.¹\r\n\r\nDie Wärmeplanung kommt voran\r\nStand der kommunalen \r\nWärmeplanung in Kommunen mit \r\nüber 45.000 Einwohnern\r\n\r\n   Keine Information\r\n   In Arbeit\r\n   Abgeschlossen 98 %  Anteil der begonnenen oder \r\n\r\nabgeschlossenen Wärmepläne  \r\nin Kommunen mit über 45.000 \r\nEinwohnern.\r\n\r\nHinweis: Dieser Überblick ist das Ergebnis \r\neiner BDEW-Recherche. Der BDEW über- \r\nnimmt keine Garantie für Vollständigkeit  \r\nund Richtigkeit der Informationen.\r\n\r\nQuelle: Statistisches Bundesamt, BDEW (2024) \r\n1 Kompetenzzentrum Kommunale Wärmewende (KWW)  \r\n2 Abgrenzung 45.000 Einwohner gemäß europäischer Vorgabe EED Art. 25, Abs.6\r\n\r\n| 56 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE „  \r\nFlexibilität im Wärmemarkt  Flexibilität ist die Möglichkeit der Anpassung  \r\nermöglicht Entlastung des  von Erzeugung, Last und Speichernutzung\r\n\r\nStrommarktes ■\t In der Regel ist Flexibilität erforderlich, um Angebot \r\nund Nachfrage (besser) zu synchronisieren. Sie kann \r\nmarktlich, netzdienlich oder systemdienlich eingesetzt \r\nwerden.\r\n\r\nStromeinspeisung ■\t Auch die Wärmeerzeugung und die Wärmenachfrage \r\nwerden durch eine hohe Dezentralität gekennzeichnet \r\n\r\nElektrifizierung Erzeugungsanlagen sein. Durch die zunehmende Elektrifizierung großer \r\nTeile der Wärmeerzeugung wirkt sich auch die schiere \r\n\r\ndezentral Komplexität Anzahl der Erzeugungsanlagen und die fluktuierende \r\n\r\nsystemdienlichWärme Stromeinspeisung auf den Wärmebereich aus und wird \r\nzu einem höheren Koordinationsaufwand führen, der \r\n\r\nFlexibilität nur noch mit einem hohen Maß an Automatisierung \r\nbewältigt werden kann.\r\n\r\nKünstliche Intelligenz Nachfrage  Ausblick \r\n■\t Die Komplexität aufseiten der Verbraucher nimmt \r\n\r\nAutomatisierung Verbraucher ebenso zu: Die Elektrifizierung von Mobilität und \r\n\r\nWärmebereich Wärme/Kälte führt zu mehreren Millionen weiterer Ver-\r\nWärmeerzeuger braucher im Strom- und im dezentralen Wärmesystem, \r\n\r\nWärmesysteme deren relativ hoher Bedarf koordiniert und in Einklang \r\ngebracht werden muss. Bei dieser komplexen Auf- \r\ngabe in einem sich stetig wandelnden System eröffnet  \r\nkünstliche Intelligenz einen neuen Lösungsansatz.\r\n\r\n| 57 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\nmarktüblich\r\nAnpassung\r\nFluktuation\r\n\r\nAufwand\r\nKälte\r\n\r\nMobilität\r\n\r\nnetzdienlich\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  WÄRMEWENDE\r\n\r\nWärmewende  \r\nReicht das für die Energiewende?\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse Anteil klimaneutrale Wärme [%]\r\n\r\n■\t Während in den vergangenen Jahren eine stetige Zunahme des EE- ■\t BEG¹ und am GEG² setzen den Rahmen für den Einsatz Erneuer- \r\nAnteils in der Wärmeversorgung verzeichnet wurde, stagnierte die- barer Energien im Wärmesektor und die Steigerung der 18,1\r\nser in den letzten beiden Jahren. Energieeffizienz.\r\n\r\n32,0\r\n■\t Auch unter der Einbeziehung von Abwärme ist für die Erfüllung  ■\t Das WPG³ setzt einen wichtigen Rahmen für die Umsetzung der \r\n\r\nder festgelegten Zielvorgabe jedoch ein beschleunigter Ausbau der kommunalen Wärmeplanung, die insgesamt gut voranschreitet.\r\n+13,9 %-Punkte\r\n\r\nErneuerbaren Energien notwendig. ■\t Die anhaltende Diskussion um das GEG im Zusammenhang mit  \r\n■\t Im Berichtsjahr 2024 konnte nur ein schwacher Anstieg der Instal- dem Regierungswechsel und die Unsicherheit über die Förder- \r\n\r\nlation von Wärmepumpen festgestellt werden. Zwar ist diese Ent- mittelausstattung erschweren die Entscheidungsfindung für Anzahl installierter Wärmepumpen pro Jahr [Tsd.]\r\nwicklung von den Sondereffekten des Jahres 2023 beeinflusst, Immobilienbesitzer.\r\ndoch der Zubau liegt weiterhin deutlich unter dem politischen Ziel ■\t Die notwendige Steigerung der Sanierungsrate wird damit zur  330\r\nvon mindestens 500.000 neu installierten Wärmepumpen pro Jahr. großen Herausforderung für den Wärmesektor.\r\n\r\n■\t Verlässliche gesetzliche Rahmenbedingungen und zielkonforme 500\r\n■\t Die Wärmewende benötigt einen verlässlichen Rahmen und ein \r\n\r\nFörderprogramme sind notwendig, um die Herausforderungen für schlüssiges Gesamtkonzept mit folgenden Elementen: \r\ndie Erreichung der Klimaneutralität in der Wärme zu meistern. 170\r\n\r\n— Bestehende Förderrichtlinien, Gesetze und Verordnungen sollten  \r\n■\t Sowohl die Finanzierung als auch die Bindung von ausreichend \t    kohärent zueinander aufgebaut, einem Wärmewende-Check  \r\n\r\n2024 Zielwert 2030\r\nFachpersonal für den Um- und Ausbau der Fernwärme stellen die       unterzogen und entsprechend weiterentwickelt werden. \r\nUnternehmen vor eine enorm große Herausforderung. —  Um weitere Hindernisse abzubauen, braucht es eine ausbalancierte \r\n\r\n■\t Die Bedeutung und Verbreitung der Fernwärme ist in städtischen AVB-Wärmeverordnung und eine praxistaugliche Aus- \r\n\r\nBallungsräumen und speziell aufgrund der historischen Ent- gestaltung der Wärmelieferverordnung. \r\n\r\nwicklung im Osten Deutschlands besonders hervorzuheben.\r\n1 Bundesförderung für effiziente Gebäude\r\n2 Gebäudeenergiegesetz\r\n3 Wärmeplanungsgesetz\r\n\r\n| 58 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nVerkehrswende\r\n■\t Der Anteil des Verkehrs an den Gesamtemissionen ist seit \r\n\r\n1990 von 13 % auf 22 % (2024) gestiegen. Der Verkehrs- Kennzahl\r\nsektor ist damit der drittgrößte Verursacher von Treibhaus- \r\ngasemissionen.1 Reduzierung der THG-Emissionen \r\n\r\nim Verkehr \r\n■\t Die Emissionen im Verkehr müssen im Vergleich zu 1990 Verteilung der Treibhausgasemissionen im  \r\n\r\n(163 Mio. t CO2-Äquivalent) bis 2030 um fast die Hälfte Verkehrssektor\t 60\r\nauf höchstens 85 Mio. t sinken, um die indikativen Klima-\r\n\r\nEntwicklung der Treibhausgasemissionen im Verkehr\t 61\r\nziele zu erreichen.\r\n\r\n■\t Der von der EU-Kommission veröffentlichte Aktionsplan A6ntriebswende Pkw \r\nfür die europäische Automobilindustrie betont die Relevanz Anzahl und historische Entwicklung des Bestandes  \r\ndes Verkehrssektors bei der Treibhausgas-reduktion und von reinen Elektrofahrzeugen in Deutschland\t 62\r\nschlägt unter anderem Maßnahmen zur Innovationsför- Neuzulassungen von Elektro-Pkw, deren  \r\nderung, Anreizsysteme für Endkonsumenten, Handelsun- Anteil an den Gesamtneuzulassungen und  \r\ngleichgewichte und Ladeinfrastruktur vor. Zielpfad BMWK\t 63\r\n\r\nInstallierte Anzahl und Ladeleistung  \r\nöffentlicher Ladepunkte\t 64\r\n\r\nInstallierte Ladeleistung öffentlicher  \r\nLadepunkte im Vergleich zu den EU–Zielwerten\t 65\r\n\r\nV2G und dessen Beitrag zum Ansatz der  \r\nsteuerbaren Kapazitäten („Flexibilisierung“)\t 66\r\n\r\nAntriebswende Lkw/Nutzfahrzeuge \r\n\r\nAnteil alternativer Antriebe bei  \r\nNutzfahrzeugen über/unter 6 Tonnen\t 67\r\n\r\nNeuzulassungen alternativer Nutzfahrzeuge  \r\nüber 6 Tonnen und deren Anteil\t 68\r\n\r\nAusbau der Ladeinfrastruktur für elektrische  \r\nNutzfahrzeuge\t 69\r\n\r\n1 Umweltbundesamt, Emissionen des Verkehrs (2023) Reicht das für die Energiewende?\t 70  \r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | REDUZIERUNG DER THG–EMISSIONEN IM VERKEHR „  \r\nVerteilung der Treibhausgas- Der Verkehrssektor ist in den letzten Jahren bei der Reduktion \r\nemissionen im Verkehrssektor der THG-Emissionen kaum voran gekommen\r\n\r\n■\t Der Verkehrssektor ist der drittgrößte Verursacher  \r\nvon CO2-Emissionen (22 % der Gesamtemissionen).  Ausblick \r\n\r\n97 %\r\n■\t Um die Klimaziele zu erreichen, müssen die CO2- \r\n\r\n■\t Der Straßenverkehr bleibt der wesentliche Hebel zur \r\n1 % Emissionen im Verkehr bis 2030 gegenüber 1990  Erreichung der Klimaziele im Verkehrssektor und \r\n\r\nhalbiert werden (85 Mio. t CO2).\r\nbedarf entscheidender Maßnahmen zur Reduzierung \r\nvon THG-Emissionen.\r\n\r\n■\t Der Straßenverkehr ist mit 97 % zentraler Faktor für  \r\n29 % die THG-Emissionen des Verkehrssektors. ■\t Zentral sind insbesondere die Elektrifizierung von Pkw \r\n\r\nund schweren Nutzfahrzeugen (Nfz).\r\n■\t Für die Antriebswende sind die Pkw entscheidend  \r\n\r\n2022 Straßenverkehr 2022 (61 % aller THG im Straßenverkehr), u. a. wegen des  \r\nReifegrades von Technologie und Markt.\r\n\r\n9 %\r\n61 % ■\t Lkw verursachen pro Fahrzeug deutlich höhere CO2-₂\r\n\r\nEmissionen als Pkw und stellen daher eine besondere \r\nHerausforderung für die Verkehrswende dar, da ihre \r\nElektrifizierung vor allem aufgrund des höheren Energie- \r\nbedarfs anspruchsvoller ist. Mit immer leistungs- \r\nfähigeren Batterien werden E-Lkw jedoch auch im Fern-\r\nverkehr immer wettbewerbsfähiger. Die Verteilung der \r\n\r\nInländischer Schienenverkehr Pkw Schwere Nfz Emissionen hat sich gegenüber 2021 kaum verändert.\r\nFlugverkehr\r\n\r\nStraßenverkehr Küsten- Leichte Nfz Motorisierte \r\nBinnenschifffahrt Zweiräder\r\n\r\n97 %\r\nAnteil Straßenverkehr an \r\n\r\nQuellen: Agora Energiewende (2025), BMDV Verkehr in Zahlen (2024/2025), Umweltbundesamt (UBA) Gesamtverkehrsemissionen\r\n| 60 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | REDUZIERUNG DER THG–EMISSIONEN IM VERKEHR „  \r\nEntwicklung der Treibhausgas- Die Lücke wächst: politische Neuausrichtung  \r\nemissionen im Verkehr entscheidend für Zielerreichung\r\n\r\n■\t Die THG-Emissionen im Verkehr sinken seit 1990 auf ■\t Es gilt einen klaren Kurs für Zukunftstechnologien zu \r\nJährliche Treibhausgasemissionen [in Mio. t CO2-Äquivalente] einem langsamen Niveau (–0,4 % p. a. 1990–2024). verfolgen und die Politik für Elektromobilität neu aus-\r\n\r\n181\r\n180 ■\t 2024 wurden etwa 143 Mio. t CO2-Äquivalente im  zurichten. Von einer gesteuerten Anschubpolitik zu \r\n\r\n63 —4 —1 +8\r\n1 +13 +19 Straßenverkehr ausgestoßen. Die Stagnation der THG- verlässlichen Rahmenbedingungen für einen wettbe-\r\n\r\n160 Emissionen trotz konjunktureller Schwäche im letzten werbsgetriebenen und innovativen Leitmarkt.\r\n150 150\r\n\r\n146 145 145 147 146\r\n139 143 Jahr lässt vermuten, dass bei stärkerer Verkehrsleis-\r\n\r\nZielerreichungsgrad Zielkorridor 2024\r\n140 133 tung die Emissionen tendenziell sogar steigen dürften.\r\n\r\n+26\r\n125\r\n\r\n120 ■\t Die Lücke zwischen den tatsächlichen Emissionen  \r\n120\r\n\r\n111 und dem indikativen KSG-Zielpfad wächst von Jahr zu \r\nJahr und hat voraussichtlich 2024 den bisherigen \r\n\r\n100\r\nHöchststand erreicht (+18 Mio. t). Laut aktuellen Pro- Soll: –38 Mio. t\r\n\r\n85\r\njektionen könnte die Differenz im Jahr 2030 ca.  Ist: –20 Mio. t 53 %\r\n\r\n80 (zu 1990)\r\n29 Mio. t betragen.\r\n\r\n60\r\n\r\n Ausblick \r\n40 \r\n\r\n■\t Für die Zielerreichung im Jahr 2030 ist eine  \r\n20 deutlich beschleunigte CO2-Reduktion (ca. –9 % p. a.) Zielerreichungsgrad Zielkorridor 2030 (Projektion)\r\n\r\nerforderlich. \r\n0\r\n\r\n1990 2000 2010 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 ■\t Für das Erreichen der CO2-Reduktionsziele im Verkehr \r\nist die Elektrifizierung der zentrale Hebel. Neben einer \r\n\r\nKSG Zielpfad X\r\nIst Abweichung Ist vs. Zielpfad Marktdurchdringung von Elektrofahrzeugen in den \r\n\r\nbreiten Einkommensschichten der Bevölkerung und der Soll: –78 Mio. t\r\nPrognose: –52 Mio. t 67 %\r\n\r\nFortführung des erfolgreichen Ladepunkte-Ausbaus, (zu 1990)\r\nist es von Relevanz die Elektrifizierung auch im öffentli-\r\nchen Nahverkehr und der Logistik voranzutreiben.\r\n\r\nQuellen: Umweltbundesamt (UBA), Emissionsdaten nach KSG (2024) und Treibhausgas-Projektionen 2025\r\n\r\n| 61 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE PKW „  \r\nAnzahl und historische Entwicklung Verlangsamter Hochlauf des Bestandes lässt  \r\ndes Bestandes von reinen Elektro- Zielpfad zunehmend unrealistisch erscheinen\r\n\r\nfahrzeugen in Deutschland ■\t Der Bestand reiner Elektrofahrzeuge ist im Vergleich zu Zielerreichungsgrad\r\n\r\nden Vorjahren nur noch leicht gestiegen (ca. 1,7 Mio. Zielkorridor 2024\r\n\r\nFahrzeuge; +300 Tsd.); der Marktanteil stieg um ca. 0,5 %- \r\nKumulierte Anzahl Fahrzeuge in Deutschland [Mio.] Punkte auf insgesamt 3,4 % am Gesamtbestand.\r\n50\r\n\r\n49,1 49,3\r\n48,5 48,8 ■\t Der vom BMWK ursprünglich definierte Zielpfad wurde \r\n\r\n48,2 damit im Jahr 2024 nur zu etwa 68 % erreicht, was einem \r\n47,7 Ziel:\r\n\r\n15,0 signifikanten Rückgang im Vergleich zum Vorjahr ent-\r\n15 2,5 Mio. 68 %\r\n\r\nspricht (Zielerreichung 2023: 86,5 %).\r\n\r\n Ausblick \r\n■\t Die Einhaltung des Zielpfades aus dem BMWK-Haupt-\r\n\r\n10 szenario würde eine Verdoppelung des Bestandes bis \r\nEnde 2025 voraussetzen (3,8 Mio.) und langfristig \r\neinen Hochlauf von durchschnittlich 2,67 Mio. Fahrzeu- Zielerreichungsgrad\r\ngen pro Jahr bis 2030 erfordern, was den aktuellen Zielkorridor 2030 \r\n\r\nZielkorridor zunehmend unrealistisch erscheinen lässt. 11,3 %\r\n■\t\r\n\r\n5 Die identifizierte Abweichung zwischen dem Zielpfad \r\nund den tatsächlichen Entwicklungen erfordert eine \r\nstärkere Unterstützung bei der wirtschaftlichen Attrak-\r\ntivität der Fahrzeuge, um sicherzustellen, dass die Ziel:\r\n\r\n1,65\r\n1,41 Industrie ihre Ziele erreichen kann und gleichzeitig Pla- 15 Mio.\r\n\r\n1,01\r\n0,14 0,31 0,62 nungssicherheit für Verbraucher gewährleistet wird. \r\n\r\n0\r\n2019 2020 2021 2022 2023 2024 2026 2028 2030\r\n\r\n0,3 0,6 1,3 2,1 2,9 3,4 ca. 30\r\n\r\nAnzahl BEV2 Anzahl Nicht-BEV Anteil BEV am Zielpfad BEV  \r\nGesamtbestand [%] Hauptszenario BMWK +2,67 Mio. BEV p. a. \r\n\r\nErforderlicher Zuwachs \r\nQuellen: KBA-Bestandsdaten jährlich (FZ13, 2024) und vierteljährlich (FZ27, Q3/24), Koalitionsvertrag  \r\nBundesregierung, BMWK Eröffnungsbilanz Klimaschutz (Dezember 2021) des Bestandes pro Jahr\r\n| 62 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE PKW „  \r\nNeuzulassungen von Elektro-Pkw, Erstmalig Rücklauf bei E-Auto-Neuzulassungen \r\nderen Anteil an den Gesamtneu- im Betrachtungszeitraum zu verzeichnen\r\n\r\nzulassungen und Zielpfad BMWK ■\t Das Wachstum der BEV-Neuzulassungen hat sich \r\ngegenüber dem Vorjahr negativ entwickelt. In Summe  Ausblick \r\nwurden im Gesamtjahr etwa 380.000 vollelektrische ■\t Die gesunkenen Zulassungszahlen im Jahr 2024 ent-\r\n\r\nAnzahl an Fahrzeug-Neuzulassungen in Deutschland [Mio.] 85,0 % Fahrzeuge in Deutschland zugelassen. sprechen nicht dem BMWK-Zielpfad und verstärken \r\n■\t Der Anteil der BEV-Zulassungen am Gesamtmarkt ist erforderliche Nachholeffekte. Auf Basis dieser Ent- \r\n\r\num 5 Prozentpunkte auf 13,5 % gesunken und liegt wicklungen erscheint der anvisierte Neuzulassungs- \r\ndamit leicht unter dem Wert von 2021 (13,6 %). Der anteil von 85 % bis 2030 zunehmend unrealistisch.\r\nRückgang in Europa ist mit insgesamt einem Prozent- ■\t Der jüngste EU-Aktionsplan für die europäische Auto-\r\npunkt währenddessen deutlich geringer ausgefallen. mobilindustrie hält zwar weiterhin am Nullemissionsziel \r\n\r\n■\t Das ausbleibende Wachstum beim E-Auto-Absatz resul- für Pkw bis 2035 fest, stellt den Automobilherstellern \r\n50,0 % tiert vor allem aus politischen Unsicherheiten, dem jedoch Flexbilisierungsmöglichkeiten bei den CO2-Flot-\r\n\r\nAuslaufen von Förderungen (v. a. Umweltbonus), einge- tengrenzwerten für die kommenden drei Jahre in \r\nschränkter Modellvielfalt bei gleichzeitig deutlich höhe- Aussicht.\r\nren Anschaffungspreisen und der konjunkturellen Lage. ■\t Die EU-Kommission und auch die neue Bundesregie-\r\n\r\nrung sind deshalb gefordert, Planungssicherheit und  \r\nnotwendige Rahmenbedingungen zu schaffen mit Blick \r\n\r\n1,60 Erforderliches Wachstum der Zulassungen auf die im Jahr 2019 etablierten CO2-Emissionsstan-\r\ngegenüber 2024, um den ursprünglichen  \r\n\r\n17,7 % 18,4 % Zielpfad zu erreichen (ohne Berücksichtigung  2026 dards als gesamteuropäisch verhandeltes zentrales \r\nRegelwerk für die Transformation des Verkehrssektors \r\n\r\n13,6 % 13,5 % der Verschärfungen in den Vorjahren)\r\nzur emissionsfreien Mobilität.​\r\n\r\n6,7 %\r\n0,47 0,52 0,38 2025 ■\t Um das aktuell national negative Momentum bei den \r\n\r\n1,8 % 0,36 Neuzulassungen umzukehren, sind klare politische \r\n0,19\r\n\r\n0,06 Richtungsentscheidungen (z. B. nachhaltige Steueran-\r\n2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 reize für E-Autos) unerlässlich.\r\n\r\nAnteil Neuzulassungen Neuzulassungen Neuzulassungen  Zielpfad Anteil Neuzu- Zielpfad Neuzulassungen \r\nvollelektrische Pkw (Ist) vollelektrische Pkw (Ist) vollelektrische Pkw lassungen vollelektrische  vollelektrische Pkw \r\n\r\n(Hauptszenario BMWK) Pkw (Hauptszenario BMWK) (Hauptszenario BMWK) ×4 ×7\r\nQuellen: KBA Neuzulassungen (FZ10) – Neuzulassungen Jahresbilanzen; BMWK Eröffnungsbilanz Klimaschutz; \r\nACEA New Car Registrations (EU 01/25) 2024\r\n| 63 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE PKW „  \r\nInstallierte Anzahl und Lade- Weiterhin starker Ausbau der installierten  \r\nleistung öffentlicher Ladepunkte öffentlichen Ladeleistung auf ca. 8,4 GW\r\n\r\n■\t Ungeachtet des rückläufigen Absatzes von Elektro\r\nInstallierte Ladeleistung an den Ladepunkten [GW]¹ fahrzeugen ist ein fortwährend starker Ausbau   Ausblick \r\n\r\n156.187\r\n8,4 der Ladeinfrastruktur zu beobachten (ca. +32.000 ■\t Der Ausbau des Ladenangebots erfolgt auf Basis der \r\n\r\nLadepunkte). mittelfristigen Marktentwicklung von Elektrofahrzeugen. \r\n■\t Die kumulierte installierte Ladeleistung (Ladeleistung Eine nachhaltende Absatzschwäche bei den Fahrzeugen \r\n\r\n124.590 am Ladepunkt) erreichte bis zum Jahresende 2024 belastet den Ausbau.\r\netwa 8,4 GW. ■\t Für die erfolgreiche Fortsetzung des Ladesäulen- \r\n\r\n6,0\r\n■\t Ultraschnelllader (HPC) haben hierbei den größten ausbaus ist ein erneuter Schwung im Fahrzeugmarkt \r\n\r\nAnteil (67 % der installierten Ladeleistung, 92 % CAGR zentrale Voraussetzung.\r\n2020–2024) und ermöglichen damit ein weiterhin  \r\n\r\n83.634 starkes Wachstum der installierten Ladeleistung und \r\nder durchschnittlichen Ladeleistung pro Ladepunkt  \r\n(ca. 54 kW im Jahr 2024).\r\n\r\n3,4\r\n56.204\r\n\r\n38.345 2,0\r\n\r\n25.730 Durchschnittliche zeitliche Belegungsrate nach Ladeleistung\r\n15.381 1,2\r\n\r\n7.862 0,7 HPC\r\n0,3\r\n\r\n0,1\r\n11,37 %\r\n\r\n2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\n\r\nDurchschnittliche Ladeleistung pro Ladepunkt [kW]\r\n\r\n11,2 19,5 26,4 30,3 35,2 40,7 48,6 54,1 DC 13,4 %\r\n9,61 % Durchschnittliche Belegungsrate über \r\n\r\nErrichtete  Installierte Normallade- Installierte Schnelllade- Installierte Ultraschnell- \r\nLadepunkte2 leistung (AC) leistung (DC) ladeleistung (HPC) alle öffentliche Ladestationen (2024)\r\nQuellen: BDEW (2025), Deutscher Bundestag Akt. Zeichen: WD 8-3000-064/22 (2022) AC\r\n1 Summe der installierten Ladeleistung an den Ladepunkten gemäß EU-Verordnung 2023/1804-Begriffs- \r\n    bestimmungen (Ziffer 44) \r\n2 Kumulierte Anzahl öffentlicher Ladepunkte in Deutschland 19,13 %\r\n\r\n| 64 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE PKW „  \r\nInstallierte Ladeleistung Die installierte Ladeleistung wächst stärker,  \r\nöffentlicher Ladepunkte im  als es die EU-Ziele vorsehen\r\n\r\nVergleich zu den EU–Zielwerten ■\t Die EU hat Ladeleistungsziele von 1,3 kW pro BEV und \r\n0,8 kW pro Plug-in Hybrid Electric Vehicle (PHEV) fest-  Ausblick \r\n\r\n19,7¹ gelegt. 2024 wurde die installierte Ladeleistung in ■\t Es ist wichtig, dass der Ausbau des Ladeangebots und \r\nInstallierte Ladeleistung an den Ladepunkten [GW] Deutschland auf 8,4 GW ausgebaut, fast dreimal so viel der Fahrzeughochlauf möglichst synchron erfolgt, \r\n\r\nwie die entsprechende EU-Vorgabe von 2,9 GW. damit Kundenbedarfe und Wirtschaftlichkeit Hand in \r\n■\t Die Ladeinfrastruktur wächst 2024 in Deutschland Hand gehen.\r\n\r\ndeutlich schneller als der prognostizierte Bedarf für ■\t Eine vereinfachte Flächenvergabe könnte den Hochlauf \r\nBEV und PHEV. des Ausbaus besser unterstützen als eine Neuauflage \r\n\r\n■\t Der Ausbau der öffentlichen Ladeinfrastruktur hat  schwerfälliger staatlicher Förderprogramme.\r\nsich nach dem Auslaufen der entsprechenden Förder-\r\nprogramme unvermindert fortgesetzt.\r\n\r\n8,4\r\n\r\n6,0 5,5 GW\r\nÜberschreitung der EU-Zielwerte \r\n\r\n3,4 in 2024.\r\n2,9\r\n\r\n2,0 2,6\r\n\r\n1,2 1,6\r\n\r\n0,1 0,3 0,7 1,0\r\n\r\n0,1 0,1 0,2 0,5\r\n2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030\r\n\r\nInstallierte kumulierte Benötigte Benötigte Künftiger Bedarf Ladeleistung BEV \r\nLadeleistung² Ladeleistung BEV Ladeleistung PHEV und PHEV nach EU-Ziel³ \r\n\r\nnach EU-Ziel nach EU-Ziel (BMWK-Zielpfad)\r\n\r\nQuellen: Nationale Leitstelle Ladeinfrastruktur, KBA-Bestandsmonitor, Verordnung (EU) 2023/1804 (2023) \r\n1 Bei Erreichung von 15 % BEV am Gesamtbestand kann eine Ausnahmeregelung der Zielwerte beantragt werden \r\n2 Summe der installierten Ladeleistung an den Ladepunkten gemäß EU-Verordnung 2023/1804-Begriffs- \r\n   bestimmungen (Ziffer 44) \r\n3 Benötigte Ladeleistung in Deutschland [GW]\r\n\r\n| 65 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE PKW „  \r\nVehicle-to-Grid (V2G) —  Bidirektionales Laden – attraktiver Mehrwert \r\nzusätzliche Flexibilitätsoption  für Elektromobilist:innen und zusätzliche \r\n\r\nFlexibilitätsoption für das Energiesystem\r\nfür das Energiesystem\r\n\r\n■\t Vehicle-to-Grid (V2G) erlaubt BEV, Energie ins öffent ■\t Neben der Marktdurchdringung von Smart-Metern, ist \r\n309.953 liche Stromnetz einzuspeisen, wenn alle technischen vor allem die Verfügbarkeit nicht-proprietärer, inter-\r\n\r\nund regulatorischen Voraussetzungen erfüllt sind. operabler technischer Lösungen vom Fahrzeug, über \r\nden Ladepunkt, das Energiemanagementsystem bis  \r\n\r\n263.861 15,5 ■\t Der Anteil bidirektionalfähiger Fahrzeuge (BiDis)  \r\nbei den BEV stieg von 18,7 % im Jahr 2023 leicht auf hin zum Netzanschlusspunkt erforderlich. Dies setzt \r\n\r\n18,8 % im Jahr 2024. zudem allgemein nutzbare Batteriedaten und eine \r\nstandardisierte Kommunikation auf der gesamten  \r\n\r\n12,5 ■\t Die aktuelle Marktdurchdringung der für die V2G- Strecke vom Fahrzeug bis ins Backend des Flexibili- \r\nTechnologie förderlichen Smart-Meter lag bei ca. 1,1 % tätsdienstleisters — gegebenenfalls  unter Einbindung \r\n\r\n10,2 (2023). der Anschlussnetzbetreiber — voraus.\r\n149.164\r\n\r\n7,5  Ausblick \r\n■\t Die derzeit ungenutzten V2G-Speicherkapazitäten \r\n\r\n4,9 könnten jede Nacht über 4 Mio. Haushalte versorgen.⁴\r\n■\t Fahrzeugseitig ist mit einem schnell wachsenden Anteil \r\n\r\n14,7 18,7 18,8 1,1 %\r\nvon zukünftigen Modellen mit bidirektionaler Lade\r\n\r\n1,6 Smart-Meter- \r\n0,2 fähigkeit zu rechnen, sodass der Anteil am BEV-Gesamt- Marktdurchdringung\r\n\r\n0,5 bestand schnell steigen dürfte. 2023\r\n2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030\r\n\r\n■\t Die größten Hürden beim Markthochlauf von V2G liegt \r\nAnteil BiDis am  Smart-Meter- Prognostizierter Smart- Bidirektionalfähige ​ neben dem Angang rechtlicher und technischer Hand-\r\nGesamtbestand BEV [%] Rollout [Mio.] Meter-Rollout [Mio.] Fahrzeuge (BiDi’s)²\r\n\r\nlungsbedarfe im fehlenden diskriminierungsfreien \r\nQuellen: Bundesnetzagentur, Monitoringbericht (2024); BMWK (FAQ); E.ON, Pressemitteilung (10/2024); BDEW, Zugriff auf Fahrzeugdaten.\r\nPositionspapier (2023); ADAC, Das Elektroauto als Stromspeicher (2024), KBA FZ 2 (2022—2023); KBA FZ 27 ISO\r\n(2022—2024) \r\n1 Hochrechnung basierend auf FZ 10 und FZ 2.4. BEV mit einer Akkukapazität von mindestens 77 kWh; potenziell      15118-20\r\n   verfügbare Kapazität = Hochrechnung Bestand × durchschnittliche Kapazität (68 kWh) × Akkukapazität für  Verabschiedete Norm regelt Kommunikation \r\n   Bidrektionalität (60 %) \r\n2 Exklusive V2D, V2L und V2H (Anwendungsfälle sind voraussichtlich früher möglich, jedoch ohne Beitrag nur zur     zwischen E-Auto und Ladeeinrichtung\r\n   Netzstabilisierung/Flexibilität) \r\n3 Anzahl Haushalte = potenziell verfügbare Kapazität (12,6 GWh) ÷ durchschnittlicher Verbrauch eines deutschen \r\n   Haushaltes von 17:30 bis 5:30 Uhr (3,12 kWh gemäß E.ON)\r\n\r\n| 66 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE LKW/NUTZFAHRZEUGE „   \r\nAnteil alternativer Antriebe bei  Batterieelektrischer Antrieb bei leichten Nutzfahrzeugen eindeutig \r\nNutzfahrzeugen über/unter 6 Tonnen dominierend, bei schweren Nutzfahrzeugen diversifizierterer Antriebs-\r\n\r\nmix, vollelektrischer Antrieb jedoch mit stärkstem Wachstum\r\n\r\n■\t Die Anzahl der alternativ angetriebenen Nutzfahrzeu-\r\nNutzfahrzeuge unter 6 t [Tsd.]¹ gen (Nfz) unter 6 Tonnen hat sich von 2019 bis 2024  Ausblick \r\n140 2,9 % 3,4 % 3,7 % mehr als verdoppelt. Die durchschnittliche jährliche ■\t\r\n\r\n1,8 % 2,0 % 2,4 % Das Klimaschutzprogramm der Bundesregierung aus \r\n1\r\n\r\n120 0 11 Wachstumsrate im Bestand beträgt etwa 19 % (2019– dem Jahr 2019 sieht vor, dass bis 2030 etwa ein  \r\n12\r\n\r\n24 2024), wodurch der Anteil am Gesamtbestand insge-\r\n100 0 Drittel der Fahrleistung im schweren Straßengüterver-\r\n\r\n12 24 samt etwa 3,7 % erreicht (2024).\r\n80 kehr elektrisch abgewickelt wird.\r\n\r\n0\r\n13 22\r\n\r\n0 ■\t\r\n60 Die Anzahl der alternativ angetriebenen Nfz über  \r\n\r\n13 ■\t Mit dem aktuellen Bestand von ca. 3.300 schweren \r\n0 21\r\n\r\n13 90\r\n18 79 6 Tonnen ist von 2019 bis 2024 nahezu um den Faktor \r\n\r\n40 E-Lkw wäre für eine Zielerreichung von einem Drittel \r\n16 61 6 gestiegen. Der Anteil am Gesamtmarkt über sämt-\r\n\r\n20 43 am Gesamtbestand (191.995) ein jährlicher Zuwachs \r\n32\r\n\r\n24 liche Antriebsarten konnte auf 2,8 % gesteigert werden. von durchschnittlich ca. 38.000 E-Lkw erforderlich.\r\n0 0 0 0 1 0 2 0 2 0 3 1 3\r\n\r\n2019 2020 2021 2022 2023     2024P¹ ■\t Die Durchdringung batterieelektrischer Fahrzeuge \r\ninnerhalb der alternativen Antriebe ist bei den höheren \r\n\r\nNutzfahrzeuge über 6 t [Tsd.]² Nutzlasten über 6 Tonnen zwar gesteigen, aber weiter-\r\nhin deutlich geringer (ca. 20 %) als bei den kleineren \r\n\r\n18 5 % 2,8 % Nutzlasten (ca. 70 %). +42 %\r\n16 0,5 % 0,8 % 1,3 % 2,0 % 2,\r\n\r\n0,2 Durchschnittliche jährliche Wachstumsrate \r\n14 0\r\n\r\n6,2 Nutzfahrzeuge über 6 Tonnen mit alternativem \r\n12\r\n\r\n0 5,3 Antrieb (2019—2024)\r\n10 0\r\n\r\n8 4,6 0 3,3\r\n0 2,1\r\n\r\n6 0\r\n3,1 1,4\r\n\r\n4 0 0\r\n0 0,8\r\n\r\n2,0 3,6 4,6 5,3\r\n\r\n2 0,1 1,4 0,1 0,4 2,3\r\n0,3 0,6 1,0\r\n\r\n0 0,6 0,6 0,8 1,3 1,5 1,4\r\n2019 2020 2021 2022 2023     2024P¹\r\n\r\nAnteil am Gas (CNG) Gas (LPG) Vollelektrisch Sonstige,  PHEV Hybrid (ohne PHEV)\r\nGesamtbestand inklusive Fuel Cell\r\n\r\nQuellen: KBA-Zulassungsstatistik: FZ8, FZ14, FZ28, Pressemitteilung der Bundesregierung (2021)  \r\n1 Aufteilung der Gewichtsklassen (Nutzlast) basierend auf KBA Angaben; Fahrzeuge über 6 Tonnen inklusive     \r\n   Kraftomnibusse und Sattelzugmaschinen \r\n2 Hochrechnung auf der Basis von KBA FZ8, FZ14, FZ28\r\n\r\n| 67 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE LKW/NUTZFAHRZEUGE „  \r\nNeuzulassungen von Nutzfahr- Starkes Wachstum aufgrund wachsender Modellpalette,  \r\nzeugen mit alternativem Antrieb  verschärften Flottengrenzwerten und steigender Kundennachfrage  \r\n\r\nvor allem bei vollelektrischen Nutzfahrzeugen zu erwarten\r\nüber 6 Tonnen und deren Anteil\r\n\r\n■\t Die Neuzulassungen von alternativ angetriebenen 2024\r\nAnzahl Neuzulassungen von Nutzfahrzeugen mit alternativem Antrieb über 6 t [Tsd.]1 Nutzfahrzeugen über 6 Tonnen sind 2024 gegenüber \r\n\r\n2023 um etwa 11 % gesunken.\r\n6\r\n\r\n7,3 % ■\t Trotz sinkender Gesamtzulassungen konnte der Markt-\r\n6,0 % 5,8 % anteil über sämtliche Antriebsarten hinweg bei etwa \r\n\r\n5,7 % 5,8 %\r\n5 5,8 % gehalten werden.\r\n\r\n■\t Vollelektrisch angetriebene Nutzfahrzeuge repräsen- +35 %\r\n0 tieren im Jahr 2024 mit ca. 1.300 Fahrzeugen knapp Durchschnittliche jährliche Wachstumsrate \r\n\r\n4 0\r\ndie stärkste Antriebsart unter den Neuzulassungen mit bei den Zulassungen vollelektrischer Nutz- \r\n\r\n1,1 0,1 alternativen Antrieben und konnten somit auch hier \r\n1,7 fahrzeuge über 6 Tonnen\r\n\r\n2,2 % 0 0 das Vorjahresniveau halten.\r\n3\r\n\r\n0 1,2\r\n1,2\r\n\r\n1,2 0\r\n1,3 0\r\n\r\n0,6  Ausblick \r\n2 0\r\n\r\n0\r\n0,4 2020\r\n\r\n0 0,8 1,3 ■\t Trotz des weiterhin vergleichsweise geringen Marktan-\r\nteils alternativer Antriebe bei schweren Nutzfahrzeu-\r\n\r\n0,8 1,4\r\n1 1,2 gen (im Vergleich zu Pkw) ist mit einem Aufwärtstrend \r\n\r\n1,4\r\n0\r\n\r\n0,2 1,1\r\n1,0 vor allem im Segment der batterieelektrischen Fahr-\r\n\r\n0,5\r\n0,4 0,5 zeuge zu rechnen.\r\n\r\n0,2 0,3\r\n0 0,2 0\r\n\r\n2019 2020 2021 2022 2023     2024P² ■\t VVor allem durch die in 2025 in Kraft tretenden ver-\r\nschärften Flottengrenzwerte, einer zunehmend breite-\r\n\r\nAnteil an den PHEV Gas (CNG) Gas (LPG) Vollelektrisch Hybrid (ohne PHEV) Sonstige, inkl. \r\nGesamtzulassungen Fuel Cell ren Modellpalette, sowie  steigenden Kundenanforde-\r\n\r\nrung nach emissionsfreier Transportabwicklung ist mit \r\neinem starken Anstieg der Zulassungen insbesondere \r\n\r\nQuelle: KBA-Zulassungsstatistik: FZ8, FZ14, FZ28 \r\n1 Aufteilung der Gewichtsklassen basierend auf KBA Angaben; Fahrzeuge über 6 Tonnen inklusive Kraftomnibusse  im vollelektrischen Segment zu rechnen.\r\n   und Sattelzugmaschine \r\n2 Hochrechnung auf der Basis von KBA FZ8, FZ14, FZ28\r\n\r\n| 68 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE | ANTRIEBSWENDE LKW/NUTZFAHRZEUGE „  \r\nAusbau der Ladeinfrastruktur  Der Ausbau von Ladeparks für E-Lkw hat bereits begonnen; \r\nfür elektrische Nutzfahrzeuge es zeichnet sich eine hohe Marktdynamik ab\r\n\r\n■\t Es zeichnen sich unterschiedliche Anwendungsfälle \r\nzum Laden vollelektrischer Lkw ab, die sich nah an den \r\n\r\nLkw laden (vorwiegend über Nacht) im  jeweiligen Fahrprofilen orientieren.\r\nDepot Abstell-Depot, um bei Fahrtbeginn mit  \r\n\r\n■\t\r\nmaximaler Reichweite zu starten. Vor allem für geringere Routenlängen wird die Möglich-\r\n\r\nkeit zum Depotladen von entscheidender Bedeutung sein.\r\n■\t Die öffentliche Lkw-Ladeinfrastruktur weißt bereits \r\n\r\nheute über 260 verfügbare Ladepunkte vor (darunter \r\n< 50 kW < 1.000 kW erste reine Lkw Ladeparks), die sich bereits im Real- \r\n\r\n67 betrieb als praxistauglich erweisen konnten.\r\n■\t Die von der AFIR formulierten Ziele für EU Staaten \r\n\r\nLadestandorte sehen die Bereitstellung von öffentlichen, reinen Lkw-\r\n\r\nÖffentlich Elektrische Lkw werden im öffentlichen Raum Lademöglichkeiten mindestens alle 60—100 km vor.\r\n\r\n“unterwegs” geladen (z.B. Autobahn Rastplatz), um vor allem \r\nlange Strecken abdecken zu können. Lenkpause  Ausblick \r\n\r\nÜbernacht\r\n\r\n264 ■\t Es gibt mehrere Akteure, die neue Ladekonzepte für \r\nE-Lkw in den Markt bringen.\r\n\r\n< 50 kW < 1.000 kW\r\nLadepunkte ■\t Staatliche Ladehub-Programme können wegen der \r\n\r\nMonopolposition des Bundes an der Autobahn zu \r\neinem “crowding out” privater Ladeangebote führen.¹\r\n\r\nElektrische Lkw nutzen die Gelegenheit,  \r\nBe- und Ent- um während der Be- und Entladevorgänge \r\nladestationen zusätzliche  Energie zu laden.\r\n\r\nQuellen: NLL “Lkw-LadeinfrastrukturMONITORING” (Stand 31.12.2024); Pressemitteilungen BMDV, BMWK < 50 kW < 1.000 kW\r\n1 Inspire (Verbund von Ladepunktbetreibern; unter anderem IONITY, Fastned, EME Go, EnBW) reicht offizielle  \r\n   Beschwerde gegen das ausgeschriebene deutschlandweite Lkw-Schnellladenetz ein\r\n\r\n| 69 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\n| 1 2 3 4 5 6  |  VERKEHRSWENDE \r\n\r\nVerkehrswende  \r\nReicht das für die Energiewende?\r\nStatus quo Rahmenbedingungen und Hindernisse Treibhausgasemissionen im Verkehr  \r\n\r\n[Mio. t CO2-Äquivalente]\r\n■\t Die Reduktion der Treibhausgasemissionen im Verkehrssektor ■\t Um das derzeit — von Unsicherheit und konjunktureller Lage getrie-\r\n\r\nmacht im Vergleich zu anderen Sektoren eher kleine Fortschritte bene — negative Momentum im E-Auto-Markt umzukehren, sind 144\r\nund weicht zunehmend von den angestrebten Zielvorgaben ab. klare politische Richtungsentscheidungen und ein weiterer Ausbau \r\n\r\n■\t Im vergangenen Jahr war beim Absatz von Elektrofahrzeugen  der Modellpalette erforderlich. 85\r\nerstmals ein Rückgang im Betrachtungszeitraum zu verzeichnen, ■\t V2G verspricht einen großen Beitrag zur Netzflexibilisierung, ist \r\nwodurch der Zielpfad erneut verfehlt wurde. jedoch noch durch unzureichende technische und regulatorische 59\r\n\r\n■\t Auch im Bereich der alternativ angetriebenen Nutzfahrzeuge ist  Voraussetzungen in der Anwendung begrenzt. Bestand rein elektrischer Pkw [Mio.]\r\neine Stagnation in den Zulassungen zu verzeichnen, allerdings auf ■\t Der weiterhin starke Ausbau der Ladeinfrastruktur sollte nicht  \r\neinem ohnehin noch vergleichweise geringen Niveau. als gegeben angesehen, sondern unter Berücksichtigung der Nach- 1,7\r\n\r\n■\t Trotz der Herausforderungen in den Fahrzeugzulassungen schreitet frageentwicklung kritisch beobachtet werden; eine Entbürokra- 15,0\r\nder Ausbau der Ladeinfrastruktur weiter zügig voran, mit über tisierung beim Ausbau kann den Hochlauf langfristig stabilisieren.\r\n\r\n30.000 errichteten Ladepunkten und einer installierten Ladeleis- ■\t Beim Aufbau der E-Lkw-Ladeinfrastruktur ist die Fokussierung auf 13,3\r\ntung an den Ladepunkten von insgesamt etwa 8,4 GW. eine verlässliche und an den Fahrprofilen ausgerichtete Abdeckung \r\n\r\nentscheidend. Der geplante Ausbau entlang der Bundesautobahnen Installierte Ladeleistung [GW] \r\n■\t Auch der Ausbau der E-Lkw-Ladeinfrastruktur ist weiter in den  \r\n\r\npolitischen Fokus gerückt und soll laut BMDV/BMWK-Zielbild bis sollte marktorientiert und über eine Ausschreibung der Nutzung \r\n\r\n2030 auf über 350 Standorte wachsen. der bundeseigenen Flächen erfolgen. 8,4\r\n\r\n19,7\r\n\r\n11,3\r\n2024 Zielwert 2030\r\n\r\n| 70 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nIhre Ansprechpartner:innen\r\n\r\nMitautor:innen\r\nBDEW EY\r\nChristian Bantle Markus Benter-Lynch\r\nDr. Ruth Brand-Schock Veit Böckers\r\nJakob Brinkmann Niklas Brunner\r\nIlka Gitzbrecht Pascal Fischer\r\n\r\nKerstin Andreae Metin Fidan Lars Grothe Björn Heubner\r\n\r\nVorsitzende Partner Carlotta Irrgang Jan Kircher\r\nder Hauptgeschäftsführung Rouven Kelling Thomas Krohn\r\nund Mitglied des Präsidiums Vera Klöpfer Aaron Neuville\r\n\r\nThomas Herkner Marlon Overbeck\r\nTelefon +49 30 300199 1000 Telefon +49 30 25471 21379 Martin Schebesta Ferdinand Pavel\r\nkerstin.andreae@bdew.de metin.fidan@de.ey.com\r\n\r\nTilman Schwencke Nicolas Maximilian Rek\r\n\r\nBDEW Bundesverband der EY Consulting GmbH Jannis Speckmann Björn Schaubel\r\n\r\nEnergie- und Wasserwirtschaft e. V. Friedrichstraße 140 Robert Spanheimer Jan Frederik Sieper\r\nReinhardtstraße 32 10117 Berlin Dr. Martin Stark Sohia-Laurel von Berg\r\n10117 Berlin Dr. Elmar Stracke Constantin Wirschke\r\n\r\nIngram Täschner Sandra Winnik \r\nChristopher Troost\r\nPaul Leon Wagner\r\nJakob Weißinger\r\nEvelin Wieckowski\r\nJonas Wiggers \r\nDr. Jan Witt\r\n \r\n\r\n| 71 | Fortschrittsmonitor 2025  EY BDEW\r\n\r\n\r\n\r\nEY  |  Building a better working world „EY“ und „wir“ beziehen sich auf die globale Organisation oder ein oder mehrere \r\nMitgliedsunternehmen von Ernst & Young Global Limited, von denen jedes eine \r\neigene juristische Person ist. Ernst & Young Global Limited ist eine Gesellschaft mit \r\n\r\nWir setzen uns für eine besser funktionierende Welt ein, indem beschränkter Haftung nach englischem Recht und erbringt keine Leistungen für Kun-\r\nwir neue Werte für Kunden, Mitarbeitende, die Gesellschaft  den. Informationen darüber, wie EY personenbezogene Daten erhebt und verarbeitet, \r\nund den Planeten schaffen und gleichzeitig das Vertrauen in die sowie eine Beschreibung der Rechte, die Einzelpersonen gemäß der Datenschutzge-\r\nKapitalmärkte stärken. setzgebung haben, sind unter ey.com/privacy verfügbar. Weitere Informationen über \r\n\r\nunsere Organisation finden Sie unter ey.com.\r\n\r\nMithilfe von Daten, KI und fortschrittlicher Technologie unter-\r\n© 2025 EY Consulting GmbH\r\n\r\nstützen unsere Teams ihre Kunden dabei, gemeinsam die Zukunft All Rights Reserved.\r\nmit Zuversicht zu gestalten und Antworten auf die drängendsten \r\nFragen von heute und morgen zu finden. SRE 2502-002\r\n\r\nED None\r\nUnsere Teams bieten ein breit gefächertes Dienstleistungs- Diese Präsentation ist lediglich als allgemeine, unverbindliche Information gedacht und kann daher nicht \r\nspektrum in den Bereichen Assurance, Consulting, Tax sowie als Ersatz für eine detaillierte Recherche oder eine fachkundige Beratung oder Auskunft dienen. Es  \r\n\r\nbesteht kein Anspruch auf sachliche Richtigkeit, Vollständigkeit und/oder Aktualität. Jegliche Haftung \r\nStrategy and Transactions an. Unterstützt durch fundiertes  seitens der EY Consutlting GmbH und/oder anderer Mitgliedsunternehmen der globalen EY-Organisation \r\n\r\nwird ausgeschlossen.\r\nBranchenwissen, ein global verbundenes, multidisziplinäres \r\nNetzwerk und vielfältige Ökosystem-Partner bieten unsere Teams ey.com/de\r\nDienstleistungen in mehr als 150 Ländern und Regionen an.\r\n \r\nAll in to shape the future with confidence."},"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":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH)","shortTitle":"BMLEH","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Verkehr (BMV)","shortTitle":"BMV","url":"https://bmdv.bund.de/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019477","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer gesetzlichen Nachfolgeregelung zum Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3f/10/612439/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080006.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\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\nBerlin, 30. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nUmsetzung eines effizienten An-schlusses von Biogasaufbereitungs-anlagen an Gasversorgungsnetze\r\nSeite 2 von 14\r\nInhalt\r\n1 Ausgangssituation ............................................................................................. 3\r\n2 Forderung des BDEW zur Umsetzung eines effizienten Anschlusses von Biogasaufbereitungsanlagen an Gasversorgungsnetze ........................................ 4\r\n3 Rechtlicher Hintergrund ..................................................................................... 5\r\n4 Netzwirtschaftlicher Hintergrund: Biomethancluster .......................................... 7\r\n4.1 Vorteile von Biogasanlagencluster ................................................................. 7\r\n4.2 Bewertung der wirtschaftlichen Effizienz eines Biomethananlagen- oder Clusteranschlusses .......................................................................................... 8\r\n5 Hintergrund: Methodischer Ansatz zur Ermittlung des Schwellenwertes und Plankosten......................................................................................................... 9\r\n5.1 Schwellenwert ................................................................................................ 9\r\n5.2 Plankostenansatz .......................................................................................... 11\r\nSeite 3 von 14\r\n1 Ausgangssituation\r\nBiogas und Biomethan sind erneuerbare Energieträger, die im Gegensatz zu Wind- und Solar-energie auch bei Flauten und bedecktem Himmel verfügbar sind. Sie sind unter Beachtung der Gasbeschaffenheit speicherbar und damit saisonal und flexibel in allen Sektoren einsetzbar. Der Energieträger ist somit ein wichtiger Baustein, um die nationalen und internationalen Kli-maschutzziele zu erreichen. Unter anderem stellt Biomethan heute schon eine Möglichkeit zur Defossilisierung der Gasversorgung dar. Der Anschluss von Biogasanlagen an das Gasnetz und die Einspeisung von Biomethan trägt dazu bei, den Anteil an erneuerbaren und kohlenstoffar-men Gasen zu steigern. Gleichzeitig ist die Nutzung bestehender Infrastruktur durch den An-schluss an das Gasnetz mit Kosten verbunden.\r\nAnschlussbegehren für die Einspeisung von zu Biomethan aufbereitetem Biogas können in ein Spannungsverhältnis mit der Transformation des Gasnetzes und der wirtschaftlichen Effizienz des Netzbetriebs treten. So ist die Weiterentwicklung der Gasnetzinfrastruktur Gegenstand aktueller Planungen. Voraussichtlich wird es zu starken regionalen Unterschieden in der Ent-wicklung kommen, die sich auch auf den Netzanschluss in den jeweiligen Regionen auswirken werden. Der BDEW hat deshalb in seinem Diskussionspapier „Weiterentwicklung der Biome-thaneinspeisung in Gasnetze“ vom 19. März 2024 Vorschläge entwickelt, welche dieses Span-nungsverhältnis auflösen sollen. Das Papier ist auch Ausgangspunkt für eine gutachterliche Kosten-Nutzen-Analyse, die dem vorliegenden Papier zu Grunde liegt.\r\nDie bisherigen gesetzlichen Regelungen sowohl zum Netzanschluss von Biogasaufbereitungs-anlagen an das Gasversorgungsnetz als auch zur Einspeisung von Biomethan treten mit der ge-samten Gasnetzzugangsverordnung (GasNZV) am 31. Dezember 2025 außer Kraft.1 Parallel dazu müssen die Vorgaben des Gasbinnenmarktpakets, die auch spezifische Vorgaben für Bio-gas enthalten, in nationales Recht umgesetzt werden. Während die Fragen der Einspeisung bereits von der BNetzA in dem (noch nicht abgeschlossenen) Festlegungsverfahren in Sachen Zugangsregelungen für Biogas – (ZuBio) aufgegriffen wurden, stehen die notwendigen Rege-lungen zum Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen noch aus.\r\n1 Art 15 Abs. 6 des Gesetzes zur Anpassung des Energiewirtschaftsrechts an unionsrechtliche Vorgaben und zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften vom 22. Dezember 2023 (BGBl 2023, Teil I, Nr. 405 vom 28. Dezember 2023).\r\nSeite 4 von 14\r\nGrüne Moleküle wie Biogas sind für die Energiewende notwendig. Notwendige Investitionen bei Nutzung bestehender Infrastruktur können nur bei entsprechender Rechtsklarheit reali-siert werden. Der BDEW positioniert sich in diesem Papier dazu, wie eine effiziente und zu-kunftsfähige Lösung entwickelt werden kann. Dies beinhaltet den rechtlichen Rahmen auf na-tionaler Ebene (Kapitel 2), um die gesamtwirtschaftliche Kosteneffizienz der Einspeisung von Biomethan aus an das Gasversorgungsnetz angeschlossenen Biogasaufbereitungsanlagen si-cherzustellen. Im Weiteren werden die rechtlichen Rahmenbedingungen (Kapitel 3) sowie die netzwirtschaftliche Argumentation zum Anreiz von Anlagenclustern bei Kleinstanlagen (Kapitel 5) und eine Methode zur Bestimmung eines Schwellenwertes (Kapitel 6) erläutert.\r\n2 Forderung des BDEW zur Umsetzung eines effizienten Anschlusses von Biogasauf-bereitungsanlagen an Gasversorgungsnetze\r\nÜbergeordnetes Ziel der RL 2024/1788 Art. 1 ist der gemeinsame „Rahmen für die Dekarboni-sierung […], um zur Erreichung der Klima- und Energieziele der Union beizutragen“. Zur Sicher-stellung dieser Ziele wird in Art. 30 auf den Marktzugang für erneuerbare Gase und dabei ins-besondere auf Wasserstoff und Biomethan verwiesen. Die Gasnetzbetreiber haben dement-sprechend nach Art. 20 Gas-VO auch verbindliche Kapazitäten für erneuerbares Gas zu ge-währleisten.\r\nDer Zugang von Biomethan erfordert aber auch klare Regelungen zum Netzanschluss von Bio-gasaufbereitungsanlagen. Grundsätzlich können die Mitgliedstaaten nach Art. 41 Abs. 1 Satz 3 und Art. 45 Satz 3 Gas-RL dem Anschluss von Erzeugungsanlagen für Biomethan einen Vorrang einräumen. Ob die Bundesregierung die derzeitigen, in der GasNZV festgelegten Privilegien zum Netzanschluss von Biogasaufbereitungsanlagen fortführen wird, ist derzeit noch nicht be-kannt. Offen ist aber auch, wie sich die Einräumung des Vorrangs auf die Umsetzung der übri-gen Vorgaben des Gasbinnenmarktpakets und weiterer europarechtlicher Vorgaben in natio-nales Recht auswirkt. Der BDEW setzt sich dafür ein, eine Nachfolgeregelung für den Netzan-schluss zeitnah umzusetzen und gesetzlich zu regeln. Die allgemeinen Regelungen zum Netz-anschluss, die nach dem Auslaufen der bisherigen Regelungen greifen, lassen gegenüber dem Status quo Regelungslücken, die ausgestaltet werden müssen.\r\nUngeachtet dieser Vorfrage muss aus Sicht des BDEW sichergestellt sein:\r\n➢\r\ndass bei der Ausgestaltung des nationalen Rechtsrahmens die Kostentragung eindeu-tig geklärt ist. Die Netzbetreiber können anteilige Kosten für den Netzanschluss nur dann weiterhin tragen, wenn sie diese auch an ihre Kunden weitergeben können. Be-währt hat sich in der Vergangenheit die Umlage der „Biogas-Kosten“. Hieran sollte festgehalten werden.\r\nSeite 5 von 14\r\n➢\r\ndass nur solche Kosten umgelegt werden können, die aus einem gesamtwirtschaftlich effizienten Netzanschluss resultieren. Die wirtschaftliche Effizienz wird dabei von der Bundesnetzagentur unter Beteiligung von Netzbetreibern, Biomethanproduzenten als auch Biomethankunden in einem Festlegungsverfahren definiert.\r\n➢\r\ndass Netzanschlüsse vom Netzbetreiber zu realisieren sind, wenn die Anschlusskosten, unterteilt in Capex- und Opex-Kosten, gekoppelt an eine feste Abschreibungsdauer, unterhalb eines noch festzulegenden Schwellenwertes liegen. Die Kostenteilung zwi-schen Netzbetreiber und Netzanschlussbegehrende soll dann der bisherigen Regelung folgen. Eine prozentuale Kostenaufteilung (wie bisher 25%/75%) sollte allerdings unab-hängig von der Länge der Anschlüsse gelten. Die bisherigen Differenzierungen bei 1 km und 10 km führen zu Fehlanreizen. Die Nennleistung wird im Netzanschlussvertrag ver-bindlich geregelt.\r\n➢\r\ndass, wenn die Anschlusskosten über dem Schwellenwert liegen, der Anschlussnehmer die Mehrkosten für Investitions- und Betriebskosten, die über die Kosten des effizien-ten Anschlusses hinausgehen, vollständig trägt.\r\n➢\r\ndass die Option der Fortführung der Vor-Ort-Verstromung als wirtschaftliche Alterna-tive erhalten bleibt oder eine Verstromung und Einspeisung parallel bzw. wechselnd ermöglicht wird. Der BDEW setzt sich deshalb für eine Novellierung des EEG ein.\r\n3 Rechtlicher Hintergrund\r\nRechtlich sind die BDEW-Forderungen mit den europäischen Vorgaben konsistent.\r\n•\r\nNach Art. 58 Abs. 1 Gas-RL sehen die Mitgliedstaaten einen Regulierungsrahmen für Biomethanerzeugungsanlagen vor, der die Anschlussentgelte und -kosten, die durch den Anschluss an die Fernleitungs- oder Verteilernetze entstehen, regelt. Mit diesem Regulierungsrahmen soll unter anderem sichergestellt werden, dass die Grundsätze der Transparenz und der Nichtdiskriminierung, das Erfordernis stabiler Finanzierungs-rahmen für bestehende Investitionen, die Fortschritte bei der Einführung von erneuer-barem Gas – wozu Biomethan laut Begriffsbestimmung in Art. 2 Nr. 2 Gas-RL zählt – und kohlenstoffarmem Gas in dem betreffenden Mitgliedstaat und – sofern zweckmä-ßig – bestehende alternative Fördermechanismen für die verstärkte Nutzung von er-neuerbarem oder kohlenstoffarmem Gas berücksichtigt werden.\r\n•\r\nNach Art. 58 Abs. 2 Gas-RL können die Regulierungsbehörden bei der Festlegung oder Genehmigung der Tarife oder der von den Fernleitungs- und Verteilernetzbetreibern anzuwendenden Methoden die Kosten und Investitionen berücksichtigen, die bei den Netzbetreibern bei der Erfüllung ihrer Verpflichtungen angefallen sind und die nicht direkt aus den Anschlussgebühren und -kosten gedeckt werden, soweit die Kosten\r\nSeite 6 von 14\r\ndenen eines effizienten und strukturell vergleichbaren regulierten Betreibers entspre-\r\nchen.\r\n•\r\nDie Fernleitungsnetzbetreiber sind gemäß Art. 41 Abs. 2 Gas-RL und die Verteilernetz-betreiber nach Art. 44 Abs. 8 Gas-RL nicht berechtigt, „wirtschaftlich vertretbare und technisch zu bewältigende Anträge“ auf Anschluss einer Erzeugungsanlage für erneu-erbares Gas und für kohlenstoffarmes Gas abzulehnen. Eine Ablehnung ist aber dann möglich, soweit die in Art. 38 Gas-RL vorgesehenen Gründe für eine Verweigerung des Anschlusses vorliegen.\r\n•\r\nGrundsätzlich ist erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen der Zugang zur Infrastruk-tur nach Art. 30 der Gas-RL zu gewährleisten. Art. 38 Gas-RL beinhaltet mit Verweis auf die Art. 20 und 36 Gas-VO Ausnahmen hiervon, bei deren Vorliegen der Zugang zum Erdgasnetz sowie der Netzausbau verweigert werden darf. So wird in Art. 20 Abs. 2 Satz 1 Gas-VO und Art. 36 Abs. 2 Satz 1 Gas-VO die Möglichkeit für Fernleitungsnetz-betreiber bzw. Verteilernetzbetreiber beschrieben, „Alternativen zu Investitionen in die Rückspeisung“ zu entwickeln, z. B. Lösungen mithilfe intelligenter Netze oder den An-schluss an die Netze anderer Netzbetreiber, einschließlich des direkten Anschlusses von Erzeugungsanlagen für erneuerbares Gas und kohlenstoffarmes Gas an das Fern-leitungsnetz.\r\n•\r\nDaneben regelt Art. 38 Abs. 4 Gas-RL, dass die Mitgliedstaaten „sicherstellen“, dass es den Fernleitungsnetzbetreibern und den Verteilernetzbetreibern erlaubt ist, den gene-rellen Anspruch auf Netzzugang und Netzanschluss zu verweigern, oder auch den Nut-zern von Erdgasnetzen den Netzanschluss zu trennen, insbesondere um die Umsetzung des Ziels der Klimaneutralität sicherzustellen, sofern\r\no\r\nim Netzentwicklungsplan die Stilllegung des Fernleitungsnetzes oder relevanter Teile davon vorgesehen ist,\r\no\r\ndie zuständige nationale Behörde den Plan für die Netzstilllegung gemäß Art. 57 Abs. 3 Gas-RL gebilligt hat,\r\no\r\nder betreffende Verteilernetzbetreiber, der von der Vorlage eines Netzstillle-gungsplans befreit ist, die zuständige nationale Behörde über die Stilllegung des Verteilernetzes oder von Teilen dieses Netzes unterrichtet hat.\r\n•\r\nArt. 38 Abs. 5 Gas-RL regelt im Weiteren, dass Mitgliedstaaten, die eine entspre-chende Verweigerung (oder Trennung) vom Netz erlauben, einen Regelungsrahmen hierfür festlegen sollen, der auf objektiven, transparenten und nichtdiskriminierenden Kriterien beruht, die von der Regulierungsbehörde unter Berücksichtigung der Interes-sen der Betroffenen, der bestehenden Anforderungen zur Verringerung oder Umstel-lung des Verbrauchs von Erdgas und der einschlägigen Pläne zur Wärme- und Kältever-sorgung festgelegt werden.\r\nSeite 7 von 14\r\nWeder in der Richtlinie noch in der Verordnung finden sich nähere Ausführungen dazu, wo die Grenzen der wirtschaftlichen Effizienz liegen. Der Begriff ist damit in der nationalen Umset-zung der europäischen Vorgaben auslegungsbedürftig. Daher muss dieser Begriff vom Gesetz-geber im Sinne der RL 2024/1788 Art. 1 definiert werden. Dabei sollten neben den energie-wirtschaftlichen Aspekten der Bezahlbarkeit und Versorgungssicherheit auch weitere volks-wirtschaftlichen sowie haushaltsrelevante Aspekte berücksichtigt werden. Um einen „wirt-schaftlich effizienten“ Betrieb der Gasnetzinfrastruktur zu gewährleisten, ist der Anschluss von Biogasaufbereitungsanlagen so fortzuentwickeln, dass sowohl für Netzbetreiber als auch für Anschlussnehmer Planungs- und Investitionssicherheit gegeben ist. Die Wirtschaftlichkeit und die Nachhaltigkeit des Netzbetriebs müssen als Bestandteile der Netzanschlussprüfung inte-griert werden. Dabei sind neben den Fragen der Kostentragung auch Fragen zur wirtschaftli-chen Optimierung von Anschlussbegehren zu erörtern.\r\n➔\r\nDer BDEW erläutert im Folgenden einen Ansatz, wie die wirtschaftliche Effizienz von Netzanschlüssen erreicht werden könnte.\r\n4 Netzwirtschaftlicher Hintergrund: Biomethancluster\r\nDamit eine kosteneffiziente und volkswirtschaftlich sinnvolle Integration von Biomethananla-gen im Energiesystem gelingen kann, schlägt der BDEW einen methodischen Ansatz zur Be-stimmung eines Schwellenwertes vor. Insbesondere bei kleinen Biogasanlagen soll dieser eine Clusterung anreizen. Dem liegt die Annahme zu Grunde, dass auf Grund von Skaleneffekten der Anschluss von kleinen Biogasanlagen an das Gasnetz wirtschaftlich ineffizienter ist als bei größeren Anlagen. Erfüllt eine einzelne Anlage die vorgeschlagenen Effizienzkriterien, muss diese weiterhin angeschlossen werden.\r\n4.1 Vorteile von Biogasanlagencluster\r\nBiogasanlagencluster, also der Zusammenschluss mehrerer Biogasanlagen über eine Rohbio-gasleitung zu einer zentralen Biogasaufbereitungsanlage, aus der in das Erdgasnetz einge-speist wird, können vielfältige Vorteile bieten.\r\nEine Clusterung bringt in den meisten Fällen für Einspeiser, Netzbetreiber und Netznutzer Kos-tensenkungen, da Kosten für eine Aufbereitungs- sowie Einspeiseanlage nur einmal anfallen und zudem die Einspeisemenge erhöht werden kann und sich dadurch die spezifischen Investi-tions- und Betriebskosten der Aufbereitungsanlage verringern. Gleichzeitig erhöhen sich die Investitionskosten für den Einspeiser von Biomethan aufgrund der Investitions- und Betriebs-kosten der erforderlichen Rohbiogas-Infrastruktur. Des Weiteren ergeben sich komplexe Fra-gen zur Nachweisführung Nachhaltigkeit für Biogas und Biomethan. Die Clusterung kann also dazu beitragen, die gesamtwirtschaftliche Effizienz der Einspeisung zu erhöhen. Dieser\r\nSeite 8 von 14\r\nZusammenhang fließt in die vom BDEW in Kapitel 6 vorgeschlagene Methodik zur Bestimmung eines Schwellenwerts ein.\r\nEin zentraler Standort für die Biogasaufbereitung erleichtert die Standortsuche für einen Netz-anschluss. Produktionsbedingte Schwankungen in der Rohgasqualität werden durch die Ver-mischung von Biogas verschiedener Anlagen gedämpft, was zu einer stabileren Gaszusammen-setzung führt. Die stabile Lieferung von Biogas wird durch die Teilnahme vieler Anlagenbetrei-ber sichergestellt. Größer dimensionierte Aufbereitungsanlagen können zudem mit geringe-rem Aufwand, im Vergleich zu Einzelanlagen, auf Druckebenen einspeisen, wo noch längerfris-tig eine überregionale Verteilung möglich sein wird.\r\nDie volks- sowie betriebswirtschaftlichen Vorteile einer Clusterung von Biogasanlagen wurde bereits in diversen Studien belegt. Beispielsweise hat das DVGW-Projekt ENEVEG ausgehend von der geographischen Verteilung des Biogasanlagenbestands, dem heutigen Gasnetz und unter Berücksichtigung der Verlegungskosten für Rohbiogasleitungen, die gesamtwirtschaftli-che Kosteneffizienz einer Clusterung analysiert. 2 Das Verbundprojekt BGA-Cluster hat bei-spielhaft in drei Regionen die Anlagenzusammenfassung analysiert und belegt ebenfalls die wirtschaftliche Effizienz einer Bündelung von Biogasanlagen zur Einspeisung aus Sicht der An-lagenbetreiber.3\r\n4.2 Bewertung der wirtschaftlichen Effizienz eines Biomethananlagen- oder Clusteran-schlusses\r\nUm die wirtschaftliche Effizienz eines Anschlusses an das Erdgasnetz zu beurteilen, kommen zwei Ansätze infrage: eine Mindesteinspeisemenge oder ein spezifischer Schwellenwert. Dies ist für die Wirtschaftlichkeit zentral, weil bei der Biogasaufbereitung und -einspeisung erhebli-che Skaleneffekte bestehen.\r\nDer BDEW hält eine starre allgemein gültige Mindesteinspeisemenge für nicht zielführend, da eine solche insbesondere im ländlichen Raum aufgrund des geringen örtlichen und saisonalen Gasverbrauchs zu Konflikten mit der Kapazität des Gasverteilernetzes führen kann. Stattdes-sen fordert der BDEW einen Schwellenwert, welcher die spezifischen Investitions- und Be-triebskosten (in €/ m³/h) des Netzbetreibers für den Anschluss berücksichtigt. Die\r\n2 DVGW e.V.: G 202114 ENEVEG\r\n3 DVGW EBI Website: BGA-Cluster (dvgw-ebi.de)\r\nSeite 9 von 14\r\ngesamtwirtschaftliche Effizienz konkretisiert sich hier also als das Verhältnis von Investitions- und Betriebskosten für den Netzanschluss zur Einspeiseleistung.\r\nIm Folgenden wird die vom BDEW entwickelte Methodik erläutert, mit der die Kostenauf-stellungen der Netzbetreiber für den Netzanschluss nachvollziehbar und vergleichbar er-stellt werden können und wie die Kostenobergrenze festgelegt werden kann.\r\n5 Hintergrund: Methodischer Ansatz zur Ermittlung des Schwellenwertes und Plan-kosten\r\nDer BDEW hat eine Steuerungsgruppe eingesetzt, die sich aus Vertreterinnen und Vertretern von Netzbetreibern – sowohl Verteilnetzbetreibern (VNB) als auch Fernleitungsnetzbetreibern (FNB) – sowie von Biogasanlagenbetreibern zusammensetzt. Ziel dieser Arbeitsgruppe war es, eine einheitliche Methodik zu entwickeln, mit der die Kostenaufstellungen der Netzbetreiber für Biogaseinspeiseanlagen nachvollziehbar und vergleichbar ermittelt werden können sowie der Schwellenwert festgelegt werden kann.\r\nAuf Grundlage der in der Steuerungsgruppe erarbeiteten Methodik wurde ein Kurzgutachten durch das Beratungsunternehmen Baringa erstellt. Im Rahmen dieses Gutachtens wurde die Methodik mithilfe realer Daten getestet. Dazu wurden von sieben Netzbetreibern zu 60 beste-henden sowie geplanten Biogaseinspeiseanlagen zur Verfügung gestellte Daten genutzt.\r\nDie Ergebnisse des Kurzgutachtens zeigen auf, dass der gewählte methodische Ansatz grund-sätzlich zu plausiblen und nachvollziehbaren Ergebnissen führt. Jedoch sollte beachtet wer-den, dass es aufgrund der begrenzten Stichprobe keine verallgemeinerbare Datengrundlage darstellt. Beim Gutachten wurden die CO2-Vermeidungskosten unter Einbezug der spezifi-schen THG-Bilanz von Biomethan sowie dessen Rolle zur Reduzierung der Importabhängigkeit von fossilen Brennstoffen nicht berücksichtigt.\r\n5.1 Schwellenwert\r\nDie vom BDEW entwickelte Methodik zur Berechnung eines Schwellenwerts für netzbetreiber-seitige Anschlusskosten basiert auf der Annahme, dass ein Gesamtkostenminimum in Abhän-gigkeit von der Größe eines Biomethanclusters/Anlage identifiziert werden kann. Ziel ist es, jene Cluster- bzw. Anlagengröße zu ermitteln, bei der die spezifischen Gesamtkosten (in €/m³/h) minimal ausfallen.\r\nZur Ermittlung dieses Minimums gilt es vier zentrale Kostenkomponenten in die Analyse einzu-beziehen:\r\n1.\r\nNetzbetreiber-Kapitalkosten (z. B. Investitionen in Einspeiseanlagen und Netzanschluss)\r\nSeite 10 von 14\r\n2.\r\nNetzbetreiber-Betriebskosten\r\n3.\r\nKapitalkosten der Biogasaufbereitungsanlage (BGAA)\r\n4.\r\nKapitalkosten des Rohbiogasleitungsnetzes (RBGN)\r\nAuf Seiten der Biogasaufbereitung und des Rohbiogasnetzes werden bei dieser Herangehens-weise ausschließlich Kostenarten berücksichtigt, deren spezifische Höhe in Abhängigkeit von der Clustergröße variieren. Dabei gilt die Annahme, dass die Biogaserzeugungsanlagen bereits vorhanden sind und lediglich die Größe des Clusters – also die zu bündelnde Einspeiseleistung – die variable Planungsgröße darstellt.\r\nNicht berücksichtigt werden daher:\r\n•\r\nKosten der Rohbiogaserzeugung\r\n•\r\nBetriebskosten der Biogasaufbereitungsanlage, da diese überwiegend variable Ener-giekosten betreffen, die nicht von der Einspeiseleistung abhängen\r\n•\r\nKapitalkosten von Rohbiogas-Übergabestationen\r\n•\r\nCO2-Vermeidungskosten bzw. THG-Minderung durch den Einsatz von Biomethan\r\nDer Schwellenwert wurde als Minimum der spezifischen Gesamtkosten definiert. Diese erge-ben sich aus der Summe aller betrachteten Komponenten:\r\n•\r\nNetzbetreiber-Kapital- und Betriebskosten\r\n•\r\nKapitalkosten der BGAA\r\n•\r\nKapitalkosten des RBGN\r\nSeite 11 von 14\r\nAbbildung 1 Schematische Darstellung des Gesamtkostenminimums\r\nBei der Modellierung zeigt sich, dass mit steigender Clustergröße die spezifischen Kosten für die Biogaseinspeiseanlage und die Biogasaufbereitungsanlage sinken – bedingt durch Skalen-effekte. Gleichzeitig steigen jedoch die Kosten für das Rohbiogasleitungsnetz an, da längere Transportstrecken erforderlich werden. Die Methodik zielt daher darauf ab, den wirtschaftlich optimalen Punkt zu identifizieren, an dem sich diese Effekte ausgleichen und die spezifischen Gesamtkosten am niedrigsten sind.\r\nDer Schwellenwert stellt die netzseitig anfallenden Kosten dar, die an diesem gesamtwirt-schaftlichen Optimum anfallen. Aufgrund der begrenzten Datengrundlage kann die obige Dar-stellung nur grob indizieren in welchem Bereich ein Schwellenwert liegen könnte.\r\n5.2 Plankostenansatz\r\nUm zu prüfen, ob der Anschluss einer Biomethananlage oder eines Biomethanclusters an das Erdgasnetz den geltenden Schwellenwert überschreitet, wird eine Art „Kostenvoranschlag“ des Netzbetreibers benötigt. Damit die angesetzten Anschlusskosten nachvollziehbar und transparent sind, schlägt der BDEW die Anwendung eines Plankostenansatzes vor.\r\nDieser Ansatz sieht vor, dass für alle notwendigen technischen Komponenten sowie die zuge-hörigen Betriebskosten des Gasnetzanschlusses sogenannte Plankosten festgelegt werden – beispielsweise auf Basis von Durchschnittswerten marktüblicher Preise. Diese Plankosten\r\nSeite 12 von 14\r\nsollen von der Bundesnetzagentur (BNetzA) in einem offiziellen Kostenkatalog veröffentlicht und jährlich aktualisiert werden.\r\nAuf Grundlage dieses Katalogs erstellt der Netzbetreiber eine Aufstellung der für den konkre-ten Anschluss erforderlichen technischen Komponenten unter Berücksichtigung der örtlichen Gegebenheiten. Mit Hilfe der Plankosten werden daraus die voraussichtlichen Investitions- und Betriebskosten berechnet.\r\nDabei ist stets die wirtschaftlich günstigste Variante, also jene mit den niedrigsten Gesamt-kosten über die geplante Laufzeit (Summe aus Investitions- und Betriebskosten), dem An-schlussnehmer vorzuschlagen und der zuständigen Behörde vorzulegen.\r\nIm Rahmen der Arbeit der Steuerungsgruppe wurden beim BDEW 18 technische Komponen-ten definiert (siehe Tabelle 1).\r\nTabelle 1 Technische Komponenten des Netzanschlusses # Technische Komponente\r\n1\r\nAnschlussplanung, Baustelleneinrichtung, Abnahmen, Grundstückssicherung, Baustellenüber-wachung\r\n2\r\nAllgemeine Anlagen des Netzanschlusses (Messanlagen zur Überwachung G260/G262 (2007), Modulierende Fackel und Überwachung G685, Zähler für geeichte Messung der Abrechnungs- und bilanzierungsrelevanten Messwerte nach G68, Gasdruckregler, Absperrarmaturen, An-schlusspunkt/Einrichtung für Gasmischung und Durchflussregulierung, Gasrückströmsicherung, Blitzschutz, etc.)\r\n3\r\nSauerstoffentzugsanlage\r\n4\r\nKonditionierung mit Flüssiggas inklusive Messung\r\n5\r\nKonditionierung mit Luft oder Stickstoff\r\n6\r\nVerdichter\r\n7\r\nOdorierung\r\n8\r\nAnschlussleitung (Anbindeleitung und Rückspeiseleitung) <=1 bar\r\n9\r\nAnschlussleitung (Anbindeleitung und Rückspeiseleitung) >1 bis 16 bar\r\n10\r\nAnschlussleitung (Anbindeleitung und Rückspeiseleitung) >16 bar\r\n11\r\nVerdichter für Rückspeisung\r\nSeite 13 von 14\r\nLiegt der Fall vor, dass die Kosten für den Anschluss oberhalb der festgelegten Kostenober-grenze liegen, stehen dem Anschlussbegehrenden weitere Möglichkeiten offen, um die wirt-schaftliche Effizienz seines Projektes zu steigern.\r\nSo können gesamtwirtschaftliche Vorteile entstehen, wenn der Anschlussnehmer die Errich-tung kostentreibender Anlagen übernimmt. Im Gegensatz zu Netzbetreibern muss der An-schlussnehmer aufgrund seiner Unternehmensgröße meist keine europaweite Ausschreibung vornehmen.\r\nSofern die Druckbereitstellung durch den Anschlussnehmer in Dienstleistung für den Netzbe-treiber erbracht wird, erhält der Anschlussnehmer die anteiligen Betriebs- und Investitions-kosten über ein Dienstleistungsentgelt vom Netzbetreiber vergütet. Die Kosten für dieses Dienstleistungsentgelt, werden beim Plankostenansatz berücksichtigt.\r\nWeiterhin besteht die Möglichkeit eines netzbetreiberübergreifenden Variantenvergleichs. Grundsätzlich kommen bei einem Anschlussbegehren für eine Biogasanlage meist mehrere Netzbetreiber für einen Anschluss in Betracht. Auf Basis des Plankostenansatzes kann vergli-chen werden, bei welchem der infrage kommenden Netzbetreiber der Anschluss der Anlage oder des Clusters am günstigsten zu realisieren wäre.\r\nGrundsätzlich sollte gelten, dass das Anschlussbegehren bei demjenigen Netzbetreiber gestellt werden muss, der am nächsten zum geplanten Standort liegt. Dieser ist dann Verfahrensfüh-rer und beantragt ggf. Anschlussprüfungen in angrenzenden Netzen, wenn er Anhaltspunkte dafür hat, dass eine Anschlusslösung von angrenzenden Netzbetreibern günstiger bewerkstel-ligt werden kann. # Technische Komponente\r\n12\r\nRohrleitung zum vorgelagerten Netz/benachbarten Netz <=1 bar\r\n13\r\nRohrleitung zum vorgelagerten Netz/benachbarten Netz >1 bis 16 bar\r\n14\r\nRohrleitung zum vorgelagerten Netz/benachbarten Netz >16 bar\r\n15\r\nDeodorierung\r\n16\r\nZusätzliche Mess-, Regel und Zähleranlagen für Rückspeisung\r\n17\r\nZusätzliche Mess-, Regel und Zähleranlagen für Verbindung benachbartes Netz\r\n18\r\nErweiterung Brennwert-Rekonstruktionssystem (REKO-System)\r\nSeite 14 von 14\r\nWird trotz der genannten Möglichkeiten der Kostensenkung der Schwellenwert überschritten, trägt der Anschlussnehmer die Mehrkosten für Invest- und Betriebskosten, die über die Kos-ten des effizienten Anschlusses hinausgehen, vollständig.\r\nHierbei ist zu beachten, dass mit Einführung des Schwellenwertes auch die vom Anschlussneh-mer beantragte Nennleistung, auf Basis dessen der Schwellenwert berechnet wird, im Netzan-schlussvertrag verbindlicher geregelt werden muss, um einen potenziellen Missbrauch der Be-rechnungsmethodik auszuschließen. Dies könnte zum Beispiel dadurch gelöst werden, dass im Jahresdurchschnitt 85 % der Nennleistung erreicht werden muss."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019478","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines sektorspezifischen Once-Only-Prinzips in der Energiewirtschaft","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c1/ea/612441/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080007.pdf","pdfPageCount":14,"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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 12. August 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nEinmal melden – vielfach nutzen: Vorschlag zur Einführung des Once-Only-Prinzips in der Energiewirtschaft\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 13\r\nInhalt\r\nAbkürzungsverzeichnis ........................................................................................................ 3\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 4\r\n2 Politischer und rechtlicher Rahmen – Relevanz für die Energiewirtschaft............ 5\r\n3 Analyse des Status quo im Energiesektor ........................................................... 5\r\n3.1 Heterogene Akteurslandschaft....................................................................... 6\r\n3.2 Typische Mehrfachmeldungen ....................................................................... 6\r\n3.3 Unterschiedliche Erhebungspfade und Datenformate .................................. 8\r\n3.4 Auswirkungen auf Unternehmen und Verwaltung ........................................ 8\r\n3.5 Zwischenfazit .................................................................................................. 8\r\n4 Once-Only-Prinzip in der Energiewirtschaft: Konzept und Zielbild ....................... 9\r\n5 Umsetzungsvorschlag für die Energiewirtschaft ................................................ 10\r\n5.1 Pilotierbare Anwendungsbereiche mit hoher Skalierbarkeit ....................... 10\r\n5.2 Technische und organisatorische Umsetzung mit NOOTS ........................... 11\r\n5.3 Rechtliche Voraussetzungen für ein sektorspezifisches Once-Only-Prinzip 11\r\n5.4 Steuerung und Einbindung relevanter Akteure ........................................... 12\r\n5.5 Bewertung .................................................................................................... 12\r\n6 Fazit und Ausblick ............................................................................................. 12\r\nSeite 3 von 13\r\nAbkürzungsverzeichnis\r\nBAFA Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle\r\nBBSR Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumforschung\r\nBDSG Bundesdatenschutzgesetz\r\nBLE Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung\r\nBMDS Bundesministerium für Digitales und Staatsmodernisierung\r\nBMF Bundesministerium der Finanzen\r\nBMI Bundesministerium des Innern\r\nBMUV Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicher-heit\r\nBMWE Bundesministerium für Wirtschaft und Energie\r\nBNetzA Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisen-bahnen\r\nBStatG Bundesstatistikgesetz\r\nDSGVO Datenschutz-Grundverordnung\r\nDestatis Statistisches Bundesamt\r\nEDL-G Gesetz über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen\r\nEEG Erneuerbare-Energien-Gesetz\r\nEVS Einkommens- und Verbrauchsstichprobe\r\nEnWG Energiewirtschaftsgesetz\r\nLStatÄmter Statistische Landesämter\r\nMaStR Marktstammdatenregister\r\nMsbG Messstellenbetriebsgesetz\r\nNOOTS Nationales Once-Only-Technical-System\r\nOOP Once-Only-Prinzip\r\nPTB Physikalisch-Technische Bundesanstalt\r\nRegMoG Registermodernisierungsgesetz\r\nSDG-VO Verordnung (EU) 2018/1724 zum Single Digital Gateway\r\nTOOP The Once-Only Principle Project (EU-Forschungsprojekt)\r\nUBA Umweltbundesamt\r\nSeite 4 von 13\r\n1 Einleitung\r\nDie Energiewende ist eines der größten Transformationsprojekte unserer Zeit – wirtschaftlich, technologisch, gesellschaftlich und administrativ. Die Energiewirtschaft trägt zur Dekarbonisie-rung, zur Ertüchtigung der Netze und zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit bei. Je-doch sehen sich gerade diese Unternehmen mit einer besonders hohen bürokratischen Last konfrontiert: Sie müssen aktuell über 1.050 Informationspflichten erfüllen. Für den gesamten Sektor der Energiewirtschaft beträgt der Erfüllungsaufwand zur Umsetzung der gesetzlichen Vorgaben ca. 8,2 Mrd. €, wobei ganze 1,5 Mrd. € als Bürokratiekosten auf die Erfüllung von Informationspflichten entfallen.1\r\nDabei werden von der Energiewirtschaft regelmäßig identische oder vergleichbare Daten viel-fach an verschiedene Behörden übermittelt: So melden Netzbetreiber, Energieversorger, Anla-genbetreiber oder Energiedienstleister technische und wirtschaftliche Daten u. a. an die Bun-desnetzagentur (BNetzA), das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA), die sta-tistischen Ämter von Bund und Ländern sowie das Umweltbundesamt (UBA). Diese Mehrfach-meldungen sind nicht nur ineffizient, sondern führen auch zu Inkonsistenzen in der Datenba-sis, erhöhen den Koordinationsaufwand und verlangsamen datenbasierte Entscheidungen auf politischer und behördlicher Ebene.\r\nDas in der EU für bestimmte Bereiche geltende2 Once-Only-Prinzip (OOP) adressiert genau diese Thematik: Daten sollen von Unternehmen nur einmal an staatliche Stellen übermittelt werden müssen, auch wenn sie von mehreren Institutionen benötigt werden. Der Koalitions-vertrag 2025 greift dies auf und strebt im Rahmen des OOP ein grundsätzliches Doppelerhe-bungsverbot und Verpflichtungen zum Datenaustausch innerhalb der Verwaltung an. Dazu ge-hören auch zentrale digitale Plattformen und ein Moratorium für neue Statistikpflichten.3\r\nDieses Diskussionspapier skizziert die Voraussetzungen, Potenziale und konkreten Umset-zungsansätze für ein Once-Only-Prinzip in der Energiewirtschaft. Es zeigt anhand konkreter Datenfelder, wo heute unnötige Mehrfachmeldungen erfolgen, welche Akteure betroffen sind\r\n1 Vgl. Seelinger, A. (2024): Bürokratiekosten durch Informationspflichten für die Energiewirtschaft: Zunehmende Belastungen“, in EW – Magazin für die Energiewirtschaft, 2. Aufl.\r\n2 Vgl. EU-Verordnung 2018/1724 des europäischen Parlaments und des Rates über die Einrichtung eines einheitli-chen digitalen Zugangstors zu Informationen, Verfahren, Hilfs- und Problemlösungsdiensten und zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 1024/2012; TOOP-Projekt im Rahmen des EU-Forschungsprogramms Horizon 2020.\r\n3 Vgl. Koalitionsvertrag von CDU, CSU und SPD (2025), S. 65.\r\nSeite 5 von 13\r\nund wie eine effizientere Aufgabenteilung zwischen „Datenhaltern“ und „Datenverwertern“ möglich wäre. Ziel ist es, einen praxisnahen Impuls für Politik und Verwaltung zu setzen, um die Grundlage für ein modernes, nutzerorientiertes und effizientes Datenökosystem im Ener-giesektor zu legen.\r\n2 Politischer und rechtlicher Rahmen – Relevanz für die Energiewirtschaft\r\nIn Deutschland bildet das 2021 in Kraft getretene Registermodernisierungsgesetz (RegMoG) den zentralen rechtlichen Ankerpunkt. Es sieht vor, dass Register verknüpft werden, sodass Daten zwischen Behörden rechtssicher austauschbar werden. Im Mai 2025 wurde zudem der sogenannte NOOTS-Staatsvertrag (Nationales Once-Only Technical System) durch das Bun-deskabinett verabschiedet, der die technische Infrastruktur für verwaltungsübergreifenden Datenaustausch zwischen Bund und Ländern bereitstellt. Beide Regelungen zielen auf eine systematische Datenvernetzung im Sinne des OOP.4\r\nTrotz dieser Fortschritte existieren bislang keine sektorspezifischen Vorgaben zur Umsetzung des Once-Only-Prinzips in der Energiewirtschaft. Vielmehr bleibt es der Praxis der Behörden überlassen, ob und wie sie Daten kooperativ nutzen. Gleichzeitig unterliegen energiewirt-schaftliche Akteure zahlreichen branchenspezifischen Meldepflichten, etwa nach dem Ener-giewirtschaftsgesetz (EnWG), dem Gesetz über Energiedienstleistungen (EDL-G), dem Erneuer-bare-Energien-Gesetz (EEG) oder dem Messstellenbetriebsgesetz (MsbG). Dies führt zu Paral-lelmeldungen bei verschiedensten Behörden (BNetzA, BAFA, Destatis etc.), obwohl vielfach ähnliche oder identische Informationen abgefragt werden.\r\nEin sektorspezifischer Rahmen für die Anwendung des Once-Only-Prinzips in der Energiewirt-schaft bietet eine große Chance und sollte vorangetrieben werden. Aufbauend auf den euro-päischen Vorgaben, den rechtlichen Grundlagen der Registermodernisierung und den struktu-rellen Datenbedarfen der Energiewende wäre es politisch und technisch machbar, ein koordi-niertes OOP-Modell für diesen Bereich zu entwickeln.\r\n3 Analyse des Status quo im Energiesektor\r\nDie energiewirtschaftliche Datenlandschaft in Deutschland ist geprägt von einer Vielzahl insti-tutioneller Zuständigkeiten, parallelen Erhebungen und sektoralen Berichtspflichten. Für\r\n4 Vgl. Pressemitteilung des BMDS 5/2025: Bundesregierung beschließt Grundlage für „Once only“.\r\nSeite 6 von 13\r\nUnternehmen bedeutet das: Ähnliche oder sogar identische Informationen müssen an unter-schiedliche Behörden übermittelt werden – teils in unterschiedlicher Form, zu unterschiedli-chen Zeitpunkten und nach unterschiedlichen gesetzlichen Grundlagen bzw. Festlegungen. Eine konsolidierte Datenstrategie, die bestehende Meldeprozesse zwischen Behörden koordi-niert oder bündelt, fehlt bislang weitgehend.\r\n3.1 Heterogene Akteurslandschaft\r\nIn der Praxis erhebt eine Vielzahl von Bundes- und Landesinstitutionen energierelevante Da-ten. Dazu zählen unter anderem:\r\n•\r\ndie Bundesnetzagentur (BNetzA) als Marktaufsichts- und Regulierungsbehörde,\r\n•\r\ndie Statistischen Ämter von Bund und Ländern (z. B. Destatis) als Träger amtlicher Sta-tistik,\r\n•\r\ndas Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) als Vollzugsstelle für zahl-reiche Energie- und Effizienzförderprogramme,\r\n•\r\ndas Umweltbundeamt (UBA), insbesondere zur Erhebung von Emissionen und Um-weltdaten,\r\n•\r\nsowie weitere Akteure wie z.B. Bundeskartellamt (BKartA), Hauptzollämter, Finanzauf-sicht, Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE), Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE), Physikalisch-Technische Bundesanstalt (PTB) oder das Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumforschung (BBSR).\r\nDiese Institutionen verfolgen unterschiedliche Datenziele – von Marktüberwachung über Emissionsberichterstattung bis hin zur Förderstatistik –, greifen jedoch vielfach auf dieselben Informationen zu. Zu nennen wären hier insbesondere: Verbrauchswerte, Erzeugungsdaten, Anlageneigenschaften, Netzinformationen oder Preisbestandteile.\r\n3.2 Typische Mehrfachmeldungen\r\nEin zentrales Problemfeld sind Daten, die mehrfach erhoben werden, obwohl sie bereits ver-fügbar wären. Beispiele hierfür:\r\n•\r\nStromverbrauch: wird netzseitig von der BNetzA über die Netzbetreiber erhoben, gleichzeitig aber im Rahmen der Energiestatistik von Destatis über Versorger oder Letztverbraucher abgefragt.\r\n•\r\nEE-Anlagendaten: liegen vollständig im Marktstammdatenregister (MaStR), werden aber in Förderprogrammen (z. B. BEG) erneut abgefragt.\r\nSeite 7 von 13\r\n•\r\nEnergieaudits: müssen gemäß §8 EDL-G an das BAFA gemeldet werden, obwohl rele-vante Energiekennzahlen in anderen Statistiken bereits vorliegen könnten.\r\n•\r\nStrom- und Gaspreise: werden sowohl im Monitoringbericht der BNetzA als auch im Verbraucherpreisindex von Destatis erfasst – mit unterschiedlichen Methodenzugän-gen.\r\nStrukturelle Überschneidungen in den Meldepflichten verschiedener Institutionen führen zu redundanter Datenerfassung, vermeidbarem administrativem Aufwand und steigenden Büro-kratiekosten bei den Unternehmen. Die nachfolgende Tabelle zeigt beispielhaft die Schnitt-stellen in der Datenerhebung zwischen BNetzA und amtlicher Statistik.\r\nThemenfeld\r\nBNetzA (Regulierungslogik)\r\nDestatis/LStatÄmter\r\n(Statistiklogik)\r\nSchnittmenge\r\n1. Strom- und Gasverbrauch\r\nVerbrauchsdaten über Netz-last und Liefervolumen (von Netzbetreibern)\r\nErhebung über Unternehmen, Haushalte, Energieversorger (amtliche Statistik nach EnStatG)\r\nJa, z. B. Stromver-brauch Haushalte/In-dustrie\r\n2. Stromerzeu-gung (konven-tionell/EE)\r\nEinspeisedaten aus Markt-stammdatenregister, EEG-Zahlungen, Netzbilanzierung\r\nProduktionsstatistik nach Ener-gieträgern, jährliche Stromerzeu-gung je Bundesland\r\nJa, ähnliche Daten-basis – unterschiedli-che Aggregation\r\n3. Netzdaten (Leitungslän-gen etc.)\r\nMeldungen der Netzbetrei-ber (Monitoringbericht)\r\nInfrastrukturdaten (teilweise im Rahmen von Fachstatistiken)\r\nTeilweise – Desta-tis seltener\r\n4. Energie-preise\r\nRegulierte Netzentgelte, Mo-nitoring von Endkundenprei-sen durch BNetzA\r\nVerbraucherpreisstatistik, Erhe-bung von Preisbestandteilen (z. B. EVS)\r\nJa, aber mit ande-rer Granularität\r\n5. Marktstruk-tur (Versorger, Netzbetreiber)\r\nRegisterdaten (z. B. Anzahl Netzbetreiber, Bilanzkreis-verantwortliche)\r\nUnternehmensstrukturstatistik, Energieversorgungsunternehmen nach Tätigkeit\r\nJa, z. B. Anzahl und Typen von Energiever-sorgern\r\n6. Energieeffi-zienz im End-verbrauch\r\nIndirekt über Smart-Meter-Rollout und Digitalisierungs-vorgaben\r\nDirekt durch Haushaltsbefragun-gen, z. B. Gebäudeheizungen\r\nTeilweise – unter-schiedliche Detailtiefe\r\nSeite 8 von 13\r\n3.3 Unterschiedliche Erhebungspfade und Datenformate\r\nEin weiteres strukturelles Problem liegt in der fehlenden Interoperabilität der Datenerhebun-gen:\r\n•\r\nDie BNetzA nutzt weitgehend digitale Meldeformate (z. B. Excel-Vorlagen, Portale, API-Projekte), jedoch eigenständig definierte Datenstrukturen.\r\n•\r\nStatistische Ämter erheben Daten nach festen, methodisch geprüften Vorgaben (z. B. Energieerhebungsbögen, Unternehmensstatistik), häufig mit gesetzlich standardisier-ten Zeitreihen.\r\n•\r\nDas BAFA wiederum greift auf förderspezifische Fachverfahren zurück, bei denen technische Antragsdaten in Verwaltungsdatenbanken abgelegt werden – oft ohne standardisierte Exportoptionen für andere Behörden.\r\nEine vereinheitlichte, föderal und ressortübergreifend abgestimmte Dateninfrastruktur fehlt bislang, obwohl die zugrundeliegenden Datenelemente vielfach identisch sind.\r\n3.4 Auswirkungen auf Unternehmen und Verwaltung\r\nFür Unternehmen – insbesondere Energieversorger, Netzbetreiber und Anlagenbetreiber – re-sultieren daraus folgende Belastungen:\r\n•\r\nDoppelte Meldungen mit teilweiser Abweichung in der Definition derselben Kennzahl, verbunden mit zusätzlichem personellem und finanziellem Aufwand,\r\n•\r\nHoher Dokumentations- und Prüfaufwand bei Anträgen, Prüfungen und Rückfragen, der erhebliche interne Ressourcen bindet und Kosten verursacht,\r\n•\r\nErhöhter Abstimmungsaufwand mit externen Dienstleistern, Fachbehörden und Prüfinstanzen – häufig mit kostenintensiven Folgeprozessen.\r\nFür die Verwaltung bedeutet dies wiederum:\r\n•\r\nAufwand für redundante Datenerhebungen, Qualitätssicherung und Abgleiche,\r\n•\r\nMedienbrüche und Insellösungen zwischen Fachverfahren,\r\n•\r\nbegrenzte Nachnutzbarkeit vorhandener Daten in der Politikfolgenabschätzung.\r\n3.5 Zwischenfazit\r\nDie Analyse zeigt: Es bestehen heute strukturelle und inhaltliche Redundanzen bei der Erhe-bung energiewirtschaftlicher Daten in Deutschland. Diese entstehen nicht primär durch\r\nSeite 9 von 13\r\nschlechte Verwaltungspraxis, sondern durch institutionelle Trennung von Datenverantwort-lichkeiten, fehlende technische Infrastruktur zur gemeinsamen Datennutzung und unzu-reichende rechtliche Grundlagen für koordinierte Verfahren. Das Once-Only-Prinzip bietet an dieser Stelle einen praktikablen Lösungsansatz zur Entlastung aller Beteiligten – bei gleichzeiti-ger Verbesserung von Datenqualität und Effizienz.\r\n4 Once-Only-Prinzip in der Energiewirtschaft: Konzept und Zielbild\r\nDas Ziel des OOP ist es, die Melde- und Bürokratiekosten für Wirtschaft und Verwaltung spür-bar zu senken, ohne auf valide und aktuelle Informationen zu verzichten. In der digitalen Energiewirtschaft, die auf belastbaren Datenströmen basiert, ist dieses Prinzip nicht nur sinn-voll – es ist systemisch notwendig. In der Energiewirtschaft könnte ein funktionierendes OOP-Modell eine Vielzahl von Meldestrukturen bündeln und vereinfachen. Dafür wäre ein System denkbar, bei dem bestimmte Behörden als „Datenhalter“ fungieren und andere Institutionen gezielt „Lesezugriff“ auf bereits gemeldete Daten erhalten – ohne dass Unternehmen selbst erneut aktiv werden müssen.\r\nBeispielhafte Zielstruktur:\r\nRolle\r\nInstitution (Beispiel)\r\nFunktion\r\nDatenhalter\r\nBNetzA, BAFA, Förderstellen\r\nPrimäre Datensammlung (z. B. Audits, Anlagen)\r\nDatennutzer\r\nDestatis, BMWE, UBA\r\nStatistik, Emissionsberichte, Evaluation\r\nKoordination\r\nDigitale Energiedatenplatt-form / NOOTS\r\nSchnittstellenbetrieb, Gover-nance\r\nRechtsrahmen\r\nGesetzgeber (BStatG, EnWG, RegMoG)\r\nErlaubt und begrenzt be-hördliche Nachnutzung\r\nEin solches System würde idealerweise auf bestehenden Infrastrukturen (z. B. dem MaStR oder NOOTS) aufbauen und durch einen klaren Rechtsrahmen flankiert werden.\r\nDie Vorteile eines Once-Only-Prinzips in der Energiewirtschaft liegen auf der Hand:\r\n•\r\nEntlastung von Unternehmen: Weniger redundante Meldepflichten und Formulare.\r\nSeite 10 von 13\r\n•\r\nEffizienzsteigerung in der Verwaltung: Bessere Datenverfügbarkeit, schnellere Bear-beitungszeiten.\r\n•\r\nHöhere Datenqualität: Weniger Übertragungsfehler, konsistentere Datenstände.\r\n•\r\nBessere Politiksteuerung: Schnellere Auswertungen, bessere Evidenzbasis für energie- und klimapolitische Entscheidungen.\r\nDabei ist das OOP kein Selbstzweck, sondern ein Mittel zur Verwaltungsmodernisierung im Dienst der Energiewende: Weniger Bürokratie, mehr Wirkung.\r\nDas Once-Only-Prinzip bedeutet nicht, dass Daten „offen“ oder „frei zugänglich“ sind. Viel-mehr geht es um einen kontrollierten, zweckgebundenen Datentransfer zwischen Behörden, der:\r\n•\r\ndatenschutzrechtlich korrekt umgesetzt ist (z. B. DSGVO, Registermodernisierungsge-setz),\r\n•\r\ntechnisch abgesichert ist (z. B. über NOOTS oder föderale IT-Infrastrukturen),\r\n•\r\nund gesetzlich legitimiert ist (z. B. durch Anpassungen im BStatG oder EnWG).\r\n5 Umsetzungsvorschlag für die Energiewirtschaft\r\nUm das Once-Only-Prinzip wirkungsvoll in der Energiewirtschaft zu etablieren, braucht es mehr als technische Infrastruktur – notwendig ist ein pragmatisches, stufenweises Umset-zungsmodell, das bestehende Strukturen nutzt, klare Zuständigkeiten schafft und rechtliche sowie organisatorische Voraussetzungen berücksichtigt. Die folgende Skizze zeigt auf, wie ein sektorspezifisches OOP-Umfeld unter Verwendung vorhandener Ressourcen und Systeme auf-gebaut werden kann – zunächst pilothaft, dann skalierbar.\r\n5.1 Pilotierbare Anwendungsbereiche mit hoher Skalierbarkeit\r\nFür eine erfolgreiche Einführung empfiehlt sich ein schrittweiser Einstieg über klar abgrenz-bare Pilotdatenfelder mit hoher Skalierbarkeit. Drei Beispiele:\r\na) Energieverbrauchs- und Erzeugungsdaten\r\n•\r\nHeute: Meldung an BNetzA (Marktmonitoring) und an Destatis (amtliche Statistik)\r\n•\r\nVorschlag: Einmalige Erfassung und Speicherung der Netzbetreiberdaten auf zentraler Datenplattform → gezielter Zugriff durch Statistikämter auf zentral gespeicherte Daten\r\nSeite 11 von 13\r\nb) Energieaudits nach § 8 EDL-G\r\n•\r\nHeute: Meldepflicht gegenüber BAFA, zusätzlich Verwendung in Programmen und Eva-luation\r\n•\r\nVorschlag: Zugriff durch UBA und BMWE über NOOTS zur Erstellung von Wirkungsana-lysen\r\nc) Anlagen- und Förderdaten\r\n•\r\nHeute: Registrierung im Marktstammdatenregister + Förderanträge (BAFA, KfW)\r\n•\r\nVorschlag: Automatisierter Abgleich zwischen MaStR und Förderportalen\r\n5.2 Technische und organisatorische Umsetzung mit NOOTS\r\nDie Umsetzung erfolgt technisch über das NOOTS, das folgende Funktionen übernimmt:\r\n•\r\nSichere Schnittstellenbereitstellung zwischen Daten haltenden und Daten nutzenden Behörden,\r\n•\r\nVerwaltung von Zugriffsrechten, Protokollierung und Zweckbindung,\r\n•\r\nVerknüpfung dezentraler Datenquellen auf Basis einheitlicher Identifikatoren (z. B. Steuer-ID, MaStR-ID),\r\n•\r\nFöderale Anschlussfähigkeit für Landes- und Kommunalverwaltungen.\r\nErgänzend könnten Energiedatenplattformen des BMWE eine koordinierende Rolle bei der Harmonisierung von Datendefinitionen und sektorübergreifender Nutzung einneh-men.\r\n5.3 Rechtliche Voraussetzungen für ein sektorspezifisches Once-Only-Prinzip\r\nDamit das OOP rechtssicher und effizient funktioniert, sind gezielte gesetzliche Anpassun-gen erforderlich:\r\n•\r\nEnWG und EDL-G: Einführung von Regelungen zur Nachnutzung technischer Unterneh-mensdaten durch dritte Behörden.\r\n•\r\nBStatG: Erweiterung um ein kontrolliertes behördeninternes Datenzugriffsrecht auf bereits erhobene Inhalte.\r\n•\r\nRegistermodernisierungsgesetz: Integration energierelevanter Fachregister (z. B. MaStR, Förderregister) in den Identifikatorenrahmen.\r\nSeite 12 von 13\r\n•\r\nDSGVO/BDSG: Sicherstellung von Datenschutzkonformität, Transparenz und Betroffe-nenrechten beim behördlichen Datenabruf.\r\nEin Rechtsrahmen nach diesem Modell würde Datenhoheit, Zweckbindung und Schutz sensibler Inhalte sichern, zugleich aber den administrativen Aufwand erheblich reduzie-ren.\r\n5.4 Steuerung und Einbindung relevanter Akteure\r\nZur operativen Umsetzung braucht es eine institutionelle Rahmung:\r\n•\r\nInterministerielle Steuerung: Koordination zwischen BMDS, BMWE, BMUV und ggf. BMF.\r\n•\r\nFacharbeitskreise: Einbindung der Behörden mit Melde- und Auswertungsverantwor-tung (BNetzA, BAFA, Destatis, UBA).\r\n•\r\nPraxisdialog mit Unternehmen: Beteiligung von Verbänden, Netzbetreibern, Versor-gern und Dienstleistern zur Machbarkeit und Akzeptanzsicherung.\r\n•\r\nPilotprojekte: Praktische Erprobung in Modellregionen oder mit ausgewählten Wert-schöpfungstufen (z. B. kommunale Wärmeplanung, EEG-Anlagen).\r\nDie Steuerung muss zugleich strategisch (gesetzgeberisch), technisch (infrastrukturbezo-gen) und fachlich (datenspezifisch) agieren, um das OOP wirksam zu implementieren.\r\n5.5 Bewertung\r\nMit einem fokussierten, datengestützten Umsetzungsansatz ist es möglich, das Once-Only-Prinzip in der Energiewirtschaft Schritt für Schritt zu etablieren. Über Pilotbereiche, eine klare Rollenverteilung und die Nutzung von NOOTS als technisches Rückgrat lassen sich sichtbare Effizienzgewinne erzielen – bei gleichzeitig hoher Datenqualität und geringer Meldebelas-tung für Unternehmen. Entscheidend ist nun, die politischen und rechtlichen Weichen für eine koordinierte Nachnutzung vorhandener Daten zu stellen.\r\n6 Fazit und Ausblick\r\nDie Energiewirtschaft ist ein datenintensiver Sektor – und zugleich ein Schlüsselbereich der deutschen Verwaltungsmodernisierung. Der Status quo ist geprägt von parallelen\r\nSeite 13 von 13\r\nMeldewegen, fragmentierten IT-Strukturen und mehrfach erhobenen Datenbeständen, die sowohl für Unternehmen als auch für Behörden unnötigen Aufwand und Intransparenz erzeu-gen. Das Once-Only-Prinzip bietet hier einen hochwirksamen Lösungsansatz: Daten sollen künftig nur einmal erhoben und anschließend kontrolliert von anderen Behörden nachge-nutzt werden können – rechtssicher, zweckgebunden und technisch interoperabel.\r\nDas Diskussionspapier hat gezeigt:\r\n•\r\nEs bestehen klare inhaltliche Schnittmengen zwischen den Datenerhebungen u.a. von Behörden wie BNetzA, BAFA, Destatis und UBA.\r\n•\r\nDie notwendigen technischen und rechtlichen Grundlagen für eine Umsetzung liegen mit dem Registermodernisierungsgesetz und NOOTS bereits in Reichweite.\r\n•\r\nEs gibt praxisnahe Pilotbereiche, mit denen das OOP sektorbezogen und schrittweise etabliert werden kann – ohne auf zentrale Datenhoheit oder Datenschutzstandards zu verzichten.\r\nEin sektorales Once-Only-Modell für die Energiewirtschaft würde nicht nur die Meldebelas-tung für Unternehmen und die damit verbundenen Kosten deutlich reduzieren, sondern auch die Qualität und Konsistenz politischer Entscheidungsgrundlagen erhöhen. Zusätzlich können die freigewordenen Kapazitäten der Transformation zugutekommen. Die Energie-wende braucht valide, aktuelle und konsolidierte Daten – und sie braucht eine digitale Verwal-tung, die diese Daten effizient nutzt.\r\nDamit das Once-Only-Prinzip Realität wird, bedarf es jetzt:\r\n•\r\neines politischen Impulses zur Priorisierung auf Ministerialebene,\r\n•\r\neiner interbehördlichen Vereinbarung zur Pilotierung konkreter Datenströme und\r\n•\r\neines klaren Zeitplans zur Rechtsanpassung, IT-Integration und Einbindung relevanter Akteure.\r\nDeutschland hat mit NOOTS und bestehenden Fachsystemen die strukturelle Grundlage – sie muss nun vernetzt, abgestimmt und politisch getragen werden. Außerdem ist anzustreben, dass auch andere Sektoren mit komplexen Informationspflichten in das Once-Only-Modell Schritt für Schritt integriert werden. Die Energiewirtschaft kann hier als Blaupause herangezo-gen 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 Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-12"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019479","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der Fachkräftepolitik im Energiewirtschaftssektor","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/11/39/612443/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080013.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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 14. August 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nBDEW-Analyse: Fachkräftesicherung in der Energiewirtschaft\r\nVersionsnummer: 1.1\r\nSeite 2 von 4\r\nDas Wichtigste1 auf einen Blick\r\n› Die Energiebranche ist fundamental für die Wirtschaft in Deutschland, gewährleistet Versorgungssicherheit, ermöglicht Dekarbonisierung und schafft die Grundlagen für In-novation und Wirtschaftswachstum.\r\n› Angesichts ihrer gesellschaftlichen Verantwortung und ihres Versorgungsauftrags kann sie anders als andere Branchen ihre Aktivitäten weder zurückfahren noch in die Zukunft oder ins Ausland verlagern, um auf Personalknappheit zu reagieren.\r\n› Der Fachkräftemangel stellt sowohl den Ausbau als auch die Digitalisierung der Energie-infrastruktur vor Herausforderungen und damit die Energiewende als Ganzes.\r\n› Fachkräftesicherung heißt, Resilienz und Kosteneffizienz in der Energiewirtschaft zu för-dern.\r\n› Die vorhandenen Fachkräfte müssen für das Wesentliche eingesetzt werden: 18,84 Millionen Stunden werden jährlich für Bürokratie aufgewendet.\r\n› Fachkräftegewinnung braucht es vor allem im Bereich technische Planung und Betrieb sowie in der IT. Berufs- und Meisterqualifikationen werden in der Energiewirtschaft be-sonders dringend gesucht.\r\n› Zentrale Handlungsfelder (Maßnahmen ab Seite 3):\r\n• Praxisnahe Bildungsgänge in IT und Technik fördern\r\n• Weiterbildungs- und Qualifizierungsmöglichkeiten ausweiten\r\n• Fachkräfteeinwanderung erleichtern\r\n1 Die vollständige Ergebnispräsentation sowie alle Details zur zugrundeliegenden Methodik unserer beiden Studien finden Sie auf unserer Website unter: BDEW-Umfrage 2025 Ergebnis-bericht und Executive Summary sowie BDEW-Kurzumfrage 2024.\r\nSeite 3 von 4\r\nFachkräftemangel in der Energiewirtschaft\r\nSchon heute sieht sich die Energiewirtschaft über alle Unternehmensgrößen, Regionen und Geschäftsfelder hinweg mit dem Fachkräftemangel konfrontiert:\r\n›\r\nDrei Viertel der Unternehmen sehen in ihm ein wesentliches Risiko für die Umsetzung der Energiewende.\r\n›\r\nBis zu 65 Prozent der Unternehmen erwarten durch ihn deutliche Kostensteigerungen.\r\n›\r\nOffene Stellen werden 2026 voraussichtlich 1,5-mal so lange unbesetzt bleiben wie noch im vergangenen Jahr. Schon jetzt bleiben Stellen in der Energiebranche durchschnittlich vier bis sechs Monate vakant.\r\nWährend der demographische Wandel als Hauptursache genannt wird, bilden steigende Kom-petenzanforderungen und Komplexität ebenfalls einen zentralen Treiber des Fachkräfteman-gels in der Energiewirtschaft. Für beide Faktoren erwarten Unternehmen eine weitere Ver-schärfung der heutigen Situation.\r\nDabei fehlen speziell in den technisch-operativen Bereichen (Planung, Betrieb) und der IT praxisnah ausgebildete Fachkräfte und entsprechende Kompetenzen. Ihre Verfügbarkeit wie-derherzustellen und sicherzustellen ist in zweifacher Sicht essenziell:\r\n1. Versierte Fachkräfte und die Verfügbarkeit von Schlüsselkompetenzen vor Ort bilden ei-nen Resilienz-Pfeiler der deutschen Energiewirtschaft. Nur, wenn entsprechende Kompe-tenzen in Deutschland vorhanden sind, kann ein potenzieller Ausfall im Ausland vorgela-gerter Partnerunternehmen entlang der Dienstleistungskette kompensiert werden.\r\n2. Die Fachkräfteverfügbarkeit ermöglicht zudem die kosteneffiziente Transformation und die Digitalisierung unserer Energieversorgung. Nur die entsprechenden Fachkräfte kön-nen Smart Meter einbauen oder KI-Lösungen entwickeln und schließlich implementieren.\r\nEs sind vor allem berufs- und meisterqualifizierte Fachkräfte, die dringend in den Unterneh-men benötigt werden. 68 Prozent der Unternehmen sehen laut der 2024er Erhebung den größten Fachkräftebedarf bei Ausbildungsberufen, 59 Prozent bei Meistern. Erst danach fol-gen Master-/Diplomabschlüsse sowie Bachelorabschlüsse mit 45 respektive 38 Prozent. Aller-dings sind beruflich geprägte Bildungswege überlastet, unterfinanziert und Fachkräften aus dem Ausland schwer zugänglich. Diese Hürden gilt es abzubauen und entsprechende Bil-dungswege aktiv zu fördern. Auch Weiterbildungen stellen hier einen wichtigen Hebel zur Be-gegnung des Fachkräftemangels dar.\r\nZudem müssen bei der Fachkräfte-Zuwanderung Hürden abgebaut werden. Vor allem Büro-kratie erschwert die Integration internationaler Fachkräfte in die deutsche Energiebranche.\r\nSeite 4 von 4\r\nPolitische Maßnahmen zur Fachkräftesicherung in der Energiewirtschaft\r\n›\r\nPraxisnahe Bildungsgänge fördern\r\n•\r\nTechnisch-operative und digitale Kompetenzen gezielt auf- und ausbauen – bspw. durch Förderprogramme und einen bundeseinheitlichen Rahmen für Qualifizierungspartner-schaften, die überregionale Kooperationen stärken und Hochschulen stärker einbinden\r\n•\r\nStärkerer Fokus von staatlicher Förderung für Berufseinstieg, Ausbildung und Umschu-lung für Rollen der Energiewirtschaft und weitergehende Standardisierungen von Aus-bildungsinhalten (z. B. durch eine zentrale Grundausbildung)\r\n•\r\nQualifikationen an der Schnittstelle von Technik und Digitalisierung fördern, etwa durch anwendungsbezogene Weiterbildungen\r\n›\r\nWeiterbildungen und Qualifizierungen optimieren und ausbauen\r\n•\r\nMeister- und Technikerlaufbahnen stärken, insbesondere durch den Ausbau von Ausbil-dungskapazitäten etwa an Meisterschulen zur Verkürzung der zum Teil mehrjährigen Wartezeiten sowie eine weitergehende Harmonisierung der vermittelten Kompetenzen\r\n•\r\nBerufliche Weiterbildung muss praxisnah, berufsbegleitend und flexibel gestaltbar sein, vor allem für Quereinsteiger und Beschäftigte mit Weiterbildungsbedarf\r\n•\r\nNachwuchsprogramme in Kooperation mit Schulen, Berufsschulen und Hochschulen ge-zielt fördern und überregionale Formate stärken\r\n›\r\nFachkräfteeinwanderung erleichtern, bürokratische Hürden abbauen\r\n•\r\nVisaverfahren und die Anerkennung von Berufsabschlüssen für ausländische Fachkräfte vereinfachen, digitalisieren und bundesweit einheitlich ausgestalten\r\n•\r\nWohnraumbereitstellung, Sprachförderung und soziale Integration als festen Bestand-teil von Fachkräfteeinwanderungsprogrammen verankern\r\n•\r\nLänderübergreifende Koordination und zentrale Anlaufstellen schaffen, um Unterneh-men bei der Integration internationaler Fachkräfte aktiv zu unterstützen"},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Arbeit und Soziales (BMAS)","shortTitle":"BMAS","url":"https://www.bmas.de/DE/Startseite/start.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019480","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Nachweispflicht bei Gasimporten im EU-Gesetz zum Phase-Out russischer Erdgasimporte","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f6/d7/612445/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080014.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":"Vermerk\r\nSeite 1 von 3\r\nHerausforderungen durch die Nachweispflicht für Gasimporte im Vorschlag der EUKommission\r\nzum Phase-Out russischer Erdgasimporte\r\n17.07.2025\r\nVerteiler: EP, BMWE\r\n1 Einleitung\r\nAm 17. Juni 2025 veröffentlichte die EU-Kommission einen Gesetzesvorschlag zum Phase-Out\r\nvon russischen Erdgasimporten sowie zur Verbesserung der Überwachung potenzieller Energieabhängigkeiten.\r\nDieser Gesetzesvorschlag wurde neben weiteren Vorschlägen am 6. Mai\r\n2025 seitens der EU-Kommission in der Roadmap zum Phase-Out von russischen Energieimporten\r\nangekündigt (s. BDEW-News) mit dem Ziel, die Importe von Erdgas aus der Russischen\r\nFöderation schrittweise bis spätestens 1. Januar 2028 vollständig zu beenden. Der Entwurf\r\nsieht ein Importverbot für neue Gasverträge ab dem 1. Januar 2026 vor, für bestehende kurzfristige\r\nLieferverträge ab dem 17. Juni 2026 sowie für langfristige Lieferverträge spätestens ab\r\nAnfang 2028. Ergänzend zu diesen Verboten werden umfangreiche Informationspflichten für\r\nGasimporteure eingeführt durch Artikel 7, der eine Meldepflicht gegenüber den nationalen\r\nZollbehörden vorsieht. Insbesondere für Gaslieferungen über bestimmte Interconnection\r\nPoints (IP), bei denen ein besonderes Risiko für Gas russischen Ursprungs gesehen wird, fallen\r\nNachweispflichten an.\r\n2 Herausforderungen durch die Nachweispflicht\r\nDer Gesetzesvorschlag führt zu erheblichen praktischen und rechtlichen Herausforderungen\r\nfür die betroffenen Marktakteure verbunden mit einem hohen zusätzlichen administrativen\r\nAufwand. Einerseits werden den Importeuren vielfältige Berichts- und Nachweispflichten auferlegt\r\nfür Pipeline- und LNG-Importe, andererseits enthält der Gesetzesentwurf keine eindeutige\r\nDefinition von direkten und indirekten Gasimporten. Bei Pipeline-Importen über Drittstaaten\r\nwie die Türkei oder Serbien müssen Unternehmen künftig nachweisen, dass das gelieferte\r\nGas nicht aus Russland stammt. In Artikel 7 Absatz 4 wird bei einer Reihe von IPs grundsätzlich\r\nangenommen, dass das Gas russischen Ursprungs ist, sofern kein gegenteiliger Nachweis erbracht\r\nwird. Damit liegt die Beweislast bei den Importeuren. Bislang bleibt unklar, wie dieser\r\npositive Nachweis konkret ausgestaltet sein soll. Zudem sind Nachweise für Importeure von\r\nSeite 2 von 3\r\nPipeline-Gas im Falle der Kontrahierung von Gas am virtuellen Handelspunkt unmöglich zu er-bringen. Das kontrahierte Gas wird in der Pipeline mit anderen Gasmengen gemischt und die Herkunft kann nicht mehr identifiziert werden. Hier müssen zwingend praktikable Lösungen entwickelt und rechtssicher im Gesetz umgesetzt werden.\r\nAuch wer rechtlich als Importeur gilt, ist nicht eindeutig definiert. Damit ist unklar, inwiefern nun alle europäischen Gasimporteure nach Artikel 7 Absatz 1 einen Nachweis zum Ursprung des Gases über die komplette Lieferkette erbringen müssen, auch wenn das Erdgas nicht über einen IP aus Artikel 7 Absatz 4 importiert wurde. Es ist beispielsweise bei Artikel 7 Absatz 1 un-klar, wie ein Nachweis zu erbringen ist bei einer russischen LNG-Lieferung, welche per Schiff nach Libyen geliefert und anschließend per Pipeline in Europa importiert wird. Angesichts der kurzen Umsetzungsfrist der Regulierung bis Ende des Jahres, ist es essenziell, dass diese Un-klarheiten schnellstmöglich aufgeklärt werden und eine klare Definition von Rechten und Pflichten der betroffenen Marktakteure im Gesetz aufgenommen wird. Aufgrund der beschrie-benen Unklarheiten besteht zudem das Risiko, dass das Gesetz zu einem umfassenderen Ver-bot von importiertem Gas führen könnte, als von der EU-Kommission anvisiert oder beabsich-tigt, wenn Importeure nicht in der Lage sind, die erforderlichen Informationen vorzulegen.\r\nHinzu kommt, dass die Einhaltung der Nachweispflichten durch nationale Zollbehörden über-wacht werden soll, ohne dass ein europaweites harmonisiertes Prüfverfahren vorgesehen ist. Eine physische Rückverfolgbarkeit von Molekülen ist bei Erdgas nicht möglich. Trotzdem könnte der Entwurf eine Herkunftsbestätigung auf dieser Ebene verlangen, um den Beweis von nicht-russischem Erdgas zu erbringen. Unternehmen, die auf flexible Handelswege angewiesen sind, sehen sich dadurch mit erheblichen Unsicherheiten konfrontiert. Der Abschluss neuer Verträge ab dem 1. Januar 2026 würde durch den Gesetzesvorschlag zwar nicht verhindert, je-doch durch Artikel 7 Absatz 1 und Absatz 4 deutlich erschwert werden. Bestehende Verträge könnten regulatorische Unsicherheit erfahren, wenn der Positivnachweis aufgrund seiner Komplexität nicht lückenlos erbracht werden kann. Gerade europäische Binnenstaaten wie Ös-terreich, die Slowakei oder Ungarn sind auf eine Vielzahl an Bezugspunkten angewiesen. Ohne praktikable Übergangsregelungen droht der Marktzugang für Importeure mit komplexen Lie-ferketten eingeschränkt zu werden. Dies gilt insbesondere für LNG-Lieferungen, bei denen Zwi-schenstopps und Mischungen unterschiedlicher Herkunftsländer üblich sind.\r\n3 Ausblick\r\nEnergieimporte aus Russland auslaufen zu lassen, ist ein politischer Schritt, um Geldflüsse aus der EU in ein Land zu beenden, das seit über drei Jahren einen Angriffskrieg führt. Die Gasver-sorgung in Deutschland und Europa ist dadurch nicht gefährdet. Ohnehin muss aufgrund der veränderten geopolitischen Weltlage die Diversifizierung der Gasversorgung weiter vorange-trieben werden. Die Restmengen, die heute noch aus Russland in die EU geliefert werden,\r\nSeite 3 von 3\r\nmüssen nun aus anderen Ländern bezogen werden. Hier steht Deutschland und die EU aller-dings im internationalen Wettbewerb. Deswegen muss es weiterhin Ziel sein, Konzentrationsri-siken und einseitige Abhängigkeiten von einzelnen Lieferländern zu vermeiden, um Produkti-ons- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ausgleichen zu können.\r\nAus Sicht der Energiewirtschaft ist es erforderlich, dass die Nachweispflichten eindeutig, pra-xistauglich und unbürokratisch ausgestaltet werden. Zudem sollte Rechtssicherheit und Prakti-kabilität für alle betroffenen Marktakteure durch das Gesetz gewährleistet werden. Wir schla-gen erstens deswegen vor, die Möglichkeit zu prüfen, eine Positivliste von Ländern einzufüh-ren, bei denen ein russischer Ursprung ausgeschlossen werden kann, da diese eigene Import-verbote von russischem Gas durchsetzen. Zweitens sollte es Ziel sein, in der Nachweissystema-tik für indirekte Importe, Ausweichverhalten, z.B. durch die Einbindung weiterer Zwischen-händler oder zu diesem Zweck gegründete bzw. umfunktionierte SVPs (special purpose vehic-les), zu identifizieren und von Beginn an zu verhindern. Zusammen mit einer De-minimis Rege-lung, welche eine Nachweispflicht nur ab bestimmten Mengen verlangt, würde gewährleistet werden, dass für den Großteil des importierten Erdgases, der jetzt schon nicht-russischem Ur-sprungs ist, keine zusätzlichen Nachweispflichten entstünden. Es ist zentral, rechtliche Sicher-heit in Bezug auf Lieferungen aus den USA, Norwegen und anderen Ländern zu schaffen und zudem die Komplexität der Anforderungen einzuschränken. Dazu würden diese Vorschläge dienen. Zudem bedarf es einer engen Abstimmung zwischen Zollbehörden, Kommission und Marktteilnehmern, um praktikable Kontrollmechanismen zu etablieren. Da durch die Metha-nemissionsverordnung ähnliche Vorgaben an Importeure gestellt werden und diese vom BAFA bearbeitet werden, wäre zur Bürokratieentlastung eine Umsetzung der Zollbehörden mit dem BAFA zu begrüßen.\r\nUm eine ausreichende und wettbewerbsfähige Versorgung mit Gas sicherzustellen, müssen zü-gig die Rahmenbedingungen verbessert und die Planungssicherheit u.a. für die langfristige Be-schaffung erhöht werden. Angesichts der geopolitisch hohen Unwägbarkeiten bedarf es so-wohl funktionierender internationaler Märkte als auch bestehender und neuer Partnerschaf-ten. Aufgabe der EU und ihrer Mitgliedstaaten ist es, diese verlässlichen und klaren Rahmen- und Ausgangsbedingungen für einen funktionierenden Markt und Wettbewerb zu schaffen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019481","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur Zielerreichung der 80 %-EE-Quote bis 2030 gemäß EEG und Stromverbrauchsszenarien","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1d/80/612447/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080017.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1 Stromerzeugung\r\nInstallierte\r\nLeistung\r\n31.12.2024\r\nin GW\r\nZiel 2030 in\r\nGW (EEG)\r\nNotwendiger Nettozubau\r\npro Jahr zur Erreichung\r\nder Ziele in GW\r\nBruttozubau in GW\r\nStromerzeugung\r\nin TWh im Jahr\r\n2024\r\n2022 2023 2024\r\nWind an\r\nLand\r\n63,6 115,0 8,6 2,4 3,6 3,3 111,6\r\nWind\r\nOffshore\r\n9,2 30,0 3,5 0,3 0,3 0,7 26,1\r\nPV 100,2 215,0 19,1 7,6 15,4 17,3 75,1\r\nLauf- und\r\nSpeicherwasser\r\n5,6 21,4\r\nBiomasse &\r\nsonstige EE\r\n9,7 49,9\r\nSUMME 284,1\r\n2 Stromverbrauch\r\n2022\r\n(BDEWStatistik)\r\n2023\r\n(BDEWStatistik)\r\n2024\r\n(BDEWStatistik)\r\n2030\r\n(aus dem\r\nEEG)\r\n2030\r\n(von UBA,\r\nProjektionsbericht,\r\n2025)\r\n2030\r\n(von Agora,\r\n2025)\r\n2030\r\n(aus BMWK,\r\nLangfristszenarien,\r\n2024)\r\nBruttostromverbrauch\r\nin TWh\r\n540,9 512,1 517,7 750 652-657 609-708 742-768\r\nLetztverbrauch/\r\nNettostromverbrauch\r\nin TWh1\r\n482,7 459,6 466,1\r\nDavon Industrie 211,7 201,1 204,0\r\nDavon Haushalte 135,2 131,1 132,3\r\nDavon Sonstige\r\n(Gewerbe, Handel,\r\nDienstleistungen)\r\n121,7 112,3 114,1\r\nDavon Verkehr\r\n(Fahrstrom)\r\n14,1 15,1 15,7\r\n1 Letztverbrauch/Nettostromverbrauch gibt an was tatsächlich von Endverbrauchern verbraucht wird, der Bruttostromverbrauch umfasst zusätzlich Verluste und Eigenverbrauche\r\nder Kraftwerke.\r\n3 Überlegungen zur zukünftigen Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und Netzeinspeisung\r\nbis 2030\r\nZur Abschätzung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (EE) im Jahr 2030 sind zwei Faktoren\r\nentscheidend: Der EE-Ausbaupfad und die Entwicklung der Volllaststunden. In den letzten Jahren konnten\r\ntatsächliche jährliche Volllaststunden bei Photovoltaik (PV) zwischen 817 h und 951 h, bei Wind an\r\nLand zwischen 1.763 h und 1.988 h, bei Wind auf See zwischen 2.853 h und 3.220 h erreicht werden.2\r\nDiese berechneten Volllaststunden liegen niedriger als manche Berechnungen zum theoretischen Potential,\r\ninsbesondere weil in der Realität auftretende netz- oder marktbedingte Abregelungen zu einer geringeren\r\nErzeugung führen. Aber auch nicht ideale Standorte bzw. Verschattung können zu niedrigeren\r\nVolllaststunden führen. Volllaststunden sind ein Maß, um die tatsächlich erfolgte Stromerzeugung pro\r\ninstallierte Leistung vergleichbar zu machen.3\r\nUnter der Annahme, dass historische Volllaststunden und die EE-Ausbauziele erreicht werden, kann\r\neine EE-Erzeugung für 2030 von 512 bis 575 TWh berechnet werden. An dieser Stelle wird somit ein\r\ndeutlich geringerer Wert im Durchschnitt angenommen als der festgelegte Richtwert von 600 TWh in\r\n§ 4a EEG.\r\nEs muss zudem berücksichtigt werden, dass die abgeschätzte zukünftige EE-Stromerzeugung (512-575\r\nTWh) aufgrund folgender Faktoren geringer ausfallen kann.\r\n1. Volllaststunden könnten sinken, wenn:\r\n› der Netzausbau sich verzögert,\r\n dann können netzbedingte Abregelungen zunehmen.\r\n› Flexibilitäten nicht ausreichend/zügig/an der richtigen Stelle entstehen,\r\n dann können marktgetriebene Abschaltungen steigen aufgrund niedriger Preise zu Zeiten von hoher\r\nEE-Stromeinspeisung.\r\n› EE-Anlagen an weniger optimalen Standorten errichtet werden oder Verschattungseffekte zum Tragen\r\nkommen.\r\n2. Die EE-Ausbauziele nach § 4 EEG 2023 sowie § 1 Abs. 2 WindSeeG könnten nicht erreicht werden,\r\nwenn\r\n› sich Netzanschlüsse von Offshore-Windparks verzögern,\r\n› das Tempo des Ausbaus von Wind an Land sich nicht deutlich steigert,\r\n› die Dynamik des Photovoltaik-Ausbaus einbricht.\r\n2 Siehe Deep Dive Berechnungslogik und Die Energieversorgung 2024 – Aktualisierte Fassung\r\n3 Die Anzahl der jährlichen Volllaststunden gibt an, für wie viele Stunden eine Anlage bei maximaler Leistung laufen müsste, um die im Jahr produzierte Strommenge zu\r\nerzeugen – unabhängig davon, wie die tatsächliche Auslastung der Anlage zu spezifischen Stunden in dem Jahr war. Die theoretische maximale Anzahl der Volllaststunden\r\nbeträgt 8760 h, wenn die Anlage wirklich an jedem der 365 Tage 24 h lang bei voller Leistung erzeugte.\r\n4 Überlegungen zur Entwicklung des Stromverbrauchs bis 20304\r\nEine Abschätzung des Stromverbrauchs für das Jahr 2030 ist aus aktueller Sicht schwierig. Unabhängig\r\ndavon ist aber klar: Industrie, Gebäudebeheizung und -kühlung und Verkehr müssen deutlich elektrifiziert\r\nwerden, um Klimaneutralität zu erreichen. Diese Entwicklung verläuft aktuell langsamer als einst\r\nprognostiziert. Für Klimaneutralität 2045 braucht es hier jedoch gezielte regulatorische Anreize. Diese\r\nsind auch entscheidend für den Stromverbrauch bis 2030. Die folgenden Zahlen zeigen daher nur beispielhaft\r\ndie Größenordnung – ihre Entwicklung hängt stark von politischen Rahmenbedingungen und\r\nWirtschaftswachstum ab, eine präzise Prognose ist derzeit nicht möglich.\r\nElektrifizierung der Industrie/Konjunkturelle Entwicklungen:\r\n› Basierend auf den Langfristszenarien 2024 könnten zum aktuellen Stromverbrauch in der Industrie bis\r\n2030 weitere 40 bis 69 TWh hinzukommen.\r\n› Entwicklung schwer abschätzbar, da die Wirtschaftlichkeit von Elektrifizierungsprojekten stark abhängt\r\nvom Verhältnis des relevanten Gas- und Strompreisniveaus sowie von der konjunkturellen Entwicklung.\r\n› Begonnene Elektrifizierungsprojekte werden bislang fortgeführt. Elektrifizierung des Verkehrssektors:\r\n› Bis 2030 19 bis 34 TWh zusätzlich (Agora, 2025) bei Fortsetzung der aktuellen Entwicklung;\r\nfrühere Annahme: 49 bis 52 TWh laut Langfristszenarien.\r\n› 1 Mio. E-Autos haben einen jährlichen Strombedarf von ca. 2,7 TWh – Stand zum 1. Juli 2024: gut\r\n1,5 Mio. E-Autos. (Electrive/ KBA, 2024).\r\nElektrifizierung des Wärmesektors:\r\n› Bis 2030: 17 bis 29 TWh zusätzlich zum Verbrauch 2024 (Agora, 2025).\r\n› 2024: 9 TWh Verbrauch durch Wärmepumpen (BEE, 2025).\r\n› Wärmepumpe verbraucht auf 100 qm Wohnfläche ca. 2.700 bis 4.200 kWh pro Jahr. Bei bspw.\r\n1 Mio. Wärmepumpen wären das dann circa 3,2 TWh Stromverbrauch (MVV, 2025).\r\nRechenzentren:\r\n› 6 bis 15 TWh zusätzlich (Gutachten im Auftrag des BMWK 2025).\r\n› Aktueller Strombedarf von Rechenzentren in Deutschland: ca. 20 TWh/Jahr.\r\nElektrolyseure:\r\n› 17 bis 50 TWh zusätzlich (Agora, 2025).\r\n› 1 GW Elektrolyseur mit bspw. 4.500 Volllaststunden verbraucht 4,5 TWh im Jahr.\r\nEffizienzgewinne können den Stromverbrauch weniger stark ansteigen lassen. Mit steigendem Letztverbrauch\r\nsteigen auch Stromverluste und Eigenverbrauch der Kraftwerke, dadurch steigt wiederum der\r\nBruttostromverbrauch. Addiert man die exemplarischen Werte kommt man auf einen groben Rahmen\r\nvon ca. 620 TWh bis 720 TWh Strombedarf für das Jahr 2030.\r\n4 (1) Agora (2025), Erneuerbare Energien senken Strompreise unabhängig von der Nachfrage\r\n(2) Stand und Entwicklung des Rechenzentrumsstandorts Deutschland\r\n(3) BMWK (2024), Langfristszenarien | Langfristszenarien\r\n(4) UBA (2025), Treibhausgas-Projektionen 2025 für Deutschland (Projektionsbericht 2025) | Umweltbundesamt\r\n(5) MVV (2025), MVV | Wissenswertes über den Stromverbrauch von Wärmepumpen\r\n(6) BEE (2025), 20250311_BEE_Studie_Entwicklung_des_Stromverbrauchs.pdf\r\n(7) Electrive (2024), Über 1,5 Millionen Elektroautos auf deutschen Straßen unterwegs - electrive.net\r\n5 Überlegung zur angestrebten 80 % EE-Quote und dem EE-Ausbau\r\nAuf Basis der bisherigen Annahmen im EEG wären für die Erreichung des Ziels, bis 2030 einen Anteil von\r\n80 % Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch zu erreichen, rund 600 TWh EE- Strom erforderlich.\r\nWerden die Ausbauziele aus EEG und WindSeeG erreicht und die durchschnittlichen Volllaststunden der\r\nletzten Jahre fortgeschrieben, könnten im Jahr 2030 jedoch nur etwa 512 TWh bis 575 TWh EE-Stromerzeugung\r\nrealisiert werden. Geht man von der Annahme der vorherigen Bundesregierung eines Bruttostromverbrauchs\r\nvon 750 TWh im Jahr 2030 aus, entspräche dies einem EE-Anteil von 68 % bis\r\n77 %. Bei einem deutlich niedrigeren Stromverbrauch, etwa 620 TWh, läge der Anteil bei 83 % bis 93 %.\r\nAllerdings gilt: Werden die EE-Ausbauziele nicht vollständig erreicht, etwa im Bereich der Offshore-\r\nWindenergie, oder sinken die Volllaststunden durch die genannten Faktoren, dann sind auch Szenarien\r\nmit einem niedrigeren Anteil Erneuerbarer Energien realistisch – selbst bei reduziertem Stromverbrauch.\r\nWenn bis 2030 die bisherigen EE-Ausbauziele tatsächlich erreicht werden, wird bei konservativen Annahmen\r\nzur Volllaststundenzahl die EE-Quote von 80% selbst bei einem geringeren Stromverbrauch\r\nwie z. B. 620 TWh nur knapp erfüllt. Der aktuelle Ausbaupfad beschreibt somit eine „sowieso“-Notwendigkeit,\r\ndie auch bei einem angenommenen Bruttostromverbrauch von (auch deutlich) unter 750 TWh\r\nverfolgt werden muss.\r\n6 Deep Dive Berechnungslogik\r\nFür Wind und PV werden die Ziele als installierte Leistung angenommen abzüglich des halben Zubaus,\r\nder für 2030 angenommen wird. Mit dieser Leistung werden die historischen Volllaststunden multipliziert.\r\nDie historischen Volllaststunden wurden für 2022, 2023, 2024 und einmal im Mittel für die letzten\r\n10 Jahre berechnet. Der jeweils schlechteste Wert wurde als untere Grenze und der beste Wert als\r\nobere Grenze festgelegt. Für die anderen EE-Technologien wird die mittlere Erzeugung von 2022-2024\r\nangenommen, weil hier nur geringfügig Zubau abzusehen ist."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019482","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Methodikfestlegung der 5. Regulierungsperiode im Rahmen des NEST-Prozesses","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6f/b1/612449/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080018.pdf","pdfPageCount":2,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nDie Netzbetreiber sind und bleiben zentrale Akteure der Energiewende – sie stehen zu ihrer Verantwortung und sind bereit, ihren Beitrag zum Gelingen der Transformation des Energie-systems zu leisten. Dazu brauchen Sie allerdings die richtigen Rahmenbedingungen:\r\n›\r\nDer NEST-Prozess darf nicht dazu führen, Netzbetreibern regulatorisch Mittel zu entzie-hen, die dringend für die anstehenden Aufgaben der Energiewende benötigt werden.\r\n›\r\nLangfristig und strukturell negativ wirkende NEST-Effekte dürfen nicht mit temporären und selektiven Kompensationsmechanismen „schöngerechnet“ werden.\r\n›\r\nDer Zweijahresverzug beim VPI/Xgen ist methodisch falsch und führt zu systematischen Unterdeckungen der Betriebskosten (OPEX), da die nominellen Kosten des Netzbetriebs – wie auch in anderen Wirtschaftsbereichen – im Regelfall steigen. Wenn die Methodik schon verändert wird (Wegfall des VPI auf CAPEX), muss dies auch konsequent gemacht werden, und der Zeitverzug beseitigt werden.\r\n›\r\nDie Netzbetreiber stehen zu den Anforderungen eines effizienten Netzbetriebs. Methodi-sche Anpassungen beim Effizienzvergleich dürfen aber nicht dazu führen, dass effiziente Kosten nicht mehr anerkannt werden und die Erreichbarkeit der Effizienzziele gefährdet wird. Die wissenschaftlich nicht begründbare Abschaffung zentraler Sicherheitsmechanis-men im Effizienzvergleich führt systemimmanente Unsicherheiten und individuelle Risiken für Netzbetreiber ein und senkt die Robustheit des Effizienzvergleichs.\r\n›\r\nDie 5. Regulierungsperiode ist eine Übergangsperiode. Weitreichende methodische me-thodische Änderungen sollten erst nach vollumfassender Quantifizierung der NEST-Ände-rungen und nach einer Übergangszeit mit anschließender Prüfung erfolgen.\r\n›\r\nDer OPEX-Aufschlag muss unbefristet und auch für VNB im vereinfachten Verfahren ein-geführt werden.\r\n›\r\nDie Behandlung getätigter Ausgaben (Kostenanerkennung) ist losgelöst vom Eigenkapital-zins zu betrachten: Dringend erforderliche Zinsverbesserungen dürfen nicht durch NEST-Nachteile bei der Kostenanerkennung wirtschaftlich abgeschöpft werden. Unabhängig da-von ist klar, dass die heutige EK-Zins-Methodik dringend so angepasst werden muss, dass ein international wettbewerbsfähiger EK-Zins festgelegt werden kann.\r\n›\r\nDie Eigenkapitalverzinsung deutscher Netzbetreiber liegt derzeit im europäischen Ver-gleich am unteren Rand. Kapitalgeber erwarten jedoch deutlich höhere und planbare Ren-diten. Um beides abzusichern, müssen die Vorschläge des BNetzA Gutachters zur Plausibili-sierung und zu den Länderportfolien aufgegriffen werden. Der Maßstab ist eindeutig: Die\r\nBerlin, 11.08.2025\r\nNEST-Prozess gefährdet Investitions- und Leistungsfä-higkeit der Netzbetreiber\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 2\r\nNEST-Prozess gefährdet Investitions- und Leistungsfähigkeit der Netzbetreiber\r\nMethodenfestlegung\r\nmuss einen EK-Zins Korridor aufzeigen, der den Anforderungen des Kapitalmarktes genügt.\r\n›\r\nFremdkapitalseitig braucht es eine dynamische Anpassung des Zinssatzes an das jeweilige Marktniveau durch eine rollierende Anpassung. Zu diesem Vorschlag hatte die BNetzA bis zuletzt Offenheit signalisiert. Nun will die BNetzA überraschend einen 7-jährigen kalkulato-rischen Durchschnittszins einführen und die FK-Nebenkosten nicht mehr anerkennen. Mit dieser starren Berechnungsmethodik laufen die Netzbetreiber Gefahr, ihre Kosten nicht mehr decken zu können, wenn der tatsächliche FK-Zins im Markt höher ist. Das ist das fal-sche Signal.\r\nHintergrund\r\nSeit dem 2. Februar 2024 arbeitet die Bundesnetzagentur (BNetzA) im Rahmen des NEST-Pro-zesses („Netze. Effizient. Sicher. Transformiert.“) an einer Neuaufstellung des Regulierungs-rahmens für Netzbetreiber. Ausgangspunkt ist das Urteil des Europäischen Gerichtshofs vom 2. September 2021 zur Unabhängigkeit der BNetzA. Im Januar 2025 hat die BNetzA in einem Zwischenstand veröffentlicht, welche Anpassungen in der Regulierungsmethodik erfolgen sol-len. Würden diese Anpassungen in Festlegungen umgesetzt, käme es nach Berechnung des BDEW gegenüber der vierten Regulierungsperiode zu einer Reduktion der Kostenerstattung für VNB in Höhe von 2,4 Mrd. EUR, und das nur in einer Regulierungsperiode. Dies entspricht Einbußen von 30-50 Prozent gemessen an den Erträgen aus der Eigenkapitalverzinsung.\r\nNeueste Analysen des verbändeübergreifenden BMT-Datenpool-Begleitgremiums zum BNetzA Zwischenstand zum Sommer zeigen auf, dass die BNetzA die Negativ-Effekte der Methodenän-derungen für Stromnetzbetreiber noch deutlicher unterschätzt hat als bisher angenommen. So könnten die Erlösobergrenzen der Stromnetzbetreiber im Schnitt um weitere 2,3% sinken.\r\nDieses Geld steht dann nicht mehr den Netzbetreibern zur Verfügung und schwächt Ihre In-vestitions- und Leistungsfähigkeit. Gleichzeitig liegt allein für den Zeitraum 2023-2030 für die Strom- und Gas-VNB das geschätzte erforderliche Investitionsvolumen bei 140 Mrd. EUR.\r\nIn der BNetzA--Abschätzung wird ein sich positiv auswirkender OPEX-Aufschlag und eine Me-thodikveränderung bei der EK-Verzinsung gegengerechnet. Der OPEX-Aufschlag gilt allerdings nur für VNB-Strom im Regelverfahren, nicht aber für VNB-Strom im vereinfachten Verfahren oder für Gas-VNB.VNB. Zudem entfällt der OPEX-Aufschlag für alle ab der sechsten Regulie-rungsperiode. Damit bleibt weiterhin bestehen, dass sich die NEST-Anpassungen für eine große Mehrheit der Netzbetreiber in der 5. Regulierungsperiode und für alle Netzbetreiber ab der 6. Regulierungsperiode stark negativ auswirken. Dies ist umso mehr gegeben, als dass die BNetzA weiterhin an Streichungen von Positionen innerhalb der nicht beeinflussbaren Kosten festhält."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-08-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019486","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines Bundeszuschusses zu den Übertragungsnetzentgelten ab dem Jahr 2026","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/df/8d/612559/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080019.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":"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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 22. August 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nEntwurf eines Gesetzes für einen Zuschuss zu den Übertragungsnetzkosten für das Jahr 2026\r\nReferentenentwurf des BMWE vom 21. August 2025\r\nSeite 2 von 5\r\n1 Hintergrund\r\nDie Bundesregierung hat sich darauf verständigt, die Übertragungsnetzentgelte vor dem Hin-tergrund der Preisbelastungen am Strommarkt im Jahr 2026 durch einen Zuschuss zur anteili-gen Finanzierung der Übertragungsnetzkosten in Höhe von 6,5 Mrd. Euro zu dämpfen. Dadurch soll ein Beitrag zur Entlastung der Strombezugskosten insgesamt geleistet werden. Zuletzt erfolgte ein Zuschuss im Jahr 2023.\r\nDer Zuschuss für das Jahr 2026 und die Modalitäten der Zahlung an die Übertragungsnetzbe-treiber mit Regelzonenverantwortung sollen in einem neuen § 24c EnWG gesetzlich verankert werden. In seiner rechtstechnischen Ausgestaltung entspricht der Entwurf des § 24c EnWG dem geltenden § 24b EnWG, auf dessen Grundlage bereits ein Zuschuss zur anteiligen Finan-zierung der Übertragungsnetzkosten des Jahres 2023 geregelt wurde.\r\nDer Zuschuss soll durch Mittel des Klima- und Transformationsfonds finanziert werden.\r\nDie Lieferanten sollen Preissenkungen aus der Reduktion der Übertragungsnetzentgelte unbü-rokratisch, d.h. ohne formalisierte Preisanpassungen an die Kundinnen und Kunden weiterge-ben können.\r\nWichtig:\r\nEine Weitergabe des Netzentgeltzuschusses an die Kundinnen und Kunden zum 1. Januar 2026 kann durch die Stromlieferanten nur dann effizient und rechtssicher erfolgen, wenn die gesetzliche Regelung spätestens am 10. Oktober 2025 im Bundestag verabschiedet wird.\r\nDer BDEW bittet die gesetzgebenden Organe dringend um eine Befassung mit Fristverkür-zung.\r\n2 Vorbemerkung\r\nDer BDEW unterstützt die gesetzliche Verankerung eines Zuschusses zur Stabilisierung der Übertragungsnetzentgelte im Jahr 2026. Mit dem Zuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten werden nicht nur Verbraucher auf der Ebene der Übertragungsnetze, sondern alle stromver-brauchenden Netznutzer auch in nachgelagerten Netzen wirksam entlastet.\r\nEs ist aber grundsätzlich darauf hinzuweisen, dass die Energiewende und die Umsetzung der Ziele zur Klimaneutralität einen erheblichen Aus- und Umbau der Energienetze nach sich zie-hen. Für deren Ausbau sind weitere hohe Investitionen notwendig. Darüber hinaus braucht es dringend einen Gleichklang zwischen Netzausbau auf der einen und dem Ausbau der\r\nSeite 3 von 5\r\nErneuerbaren Energien, der Realisierung der Wärmewende und der Elektrifizierung im Ver-kehrssektor auf der anderen Seite.\r\nIm Übrigen gilt: Die erheblichen Investitionen in die Übertragungs- wie in die Verteilnetze die-nen der Modernisierung der Netzinfrastruktur in Deutschland und stellen sicher, dass die Ver-braucher sich auch in Zukunft auf ein effizientes Netz mit höchster Sicherheit verlassen kön-nen. Die Branche investiert in ein zukunftsfähiges Netz mit regionaler Wertschöpfung und schafft für den Bau und Betrieb der Netze neue Arbeitsplätze vor Ort. Es wird ein Netz errich-tet, das auf die sich verändernden Bedürfnisse der Kunden zugeschnitten ist und völlig neue Möglichkeiten eröffnet.\r\nDie politischen Entscheidungsträger sollten in der Kommunikation der geplanten Entlastung der Stromkunden klar darauf hinweisen, dass die Entlastung bei den Kundinnen und Kunden unterschiedlich ankommen wird. Die Entlastung bleibt aber dennoch ein wichtiges und richti-ges Instrument.\r\n3 Anmerkungen zum Entwurf\r\nInnerhalb der eintägigen Anhörungsfrist konnte eine Rückkopplung zum konkreten Textvor-schlag mit den Mitgliedsunternehmen nicht erfolgen. Der BDEW geht davon aus, dass weitere Rückmeldungen aus den Unternehmen, insbesondere solche seitens der ÜNB zum Mechanis-mus selbst, vom BMWE gewürdigt werden.\r\n➢\r\nBundestagsbeschluss spätestens am 10. Oktober 2025\r\nOberste Priorität muss sein, die Neuregelung des § 24c EnWG zeitnah im Bundeskabinett zu beschließen und mit Fristverkürzung einen schnellen Beschluss des Deutschen Bundestages herbeizuführen. Nur so kann eine effiziente und rechtssichere Umsetzung durch die Energie-versorgungsunternehmen gewährleistet werden. Andernfalls droht außerdem Verunsicherung bei den Kundinnen und Kunden, da möglicherweise mehrere Preisänderungen zu Beginn des Jahres 2026 erfolgen müssen.\r\nDie Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen bereits Anfang Oktober 2025 ihre vorläufigen Netzentgelte für das Jahr 2026. Diese Netzentgelte werden von den nachgelagerten Verteil-netzbetreibern ihrerseits in die Netzentgelte einberechnet und entsprechend ihrer gesetzli-chen Pflicht spätestens zum 15. Oktober 2025 veröffentlicht. Dies ermöglicht es den Stromlie-feranten, die Netzentgelte in ihrer Preisgestaltung ab dem 1. Januar2026 zu kalkulieren. Für ein effizientes und rechtssicheres Verfahren sollte daher allerspätestens zum 10. Oktober 2025 der Beschluss des Bundestages vorliegen.\r\nSeite 4 von 5\r\nAndernfalls sind die Netzbetreiber bei der Kalkulation ihrer Netzentgelte erheblichen rechtli-chen Risiken ausgeliefert, da unklar ist, ob die (vorläufigen) Netzentgelte später noch korri-giert werden müssen. Sollte bis Anfang Oktober 2025 keine Rechtssicherheit bezüglich des Zu-schusses hergestellt sein, müssten Lieferanten entscheiden, ob sie die geplante, aber nicht rechtssichere Entlastung bei den Netzentgelten in die Preiskalkulation aufnehmen oder diese erst nach Inkrafttreten der gesetzlichen Regelung und endgültigen Festlegung der Netzent-gelte an Kunden weitergeben. Hier wären sehr unterschiedliche unternehmensindividuelle Vorgehensweisen zu erwarten, was dazu führt, dass Kunden zu verschiedenen Zeitpunkten stark differierende Preise angeboten werden. Dies würde jedoch nicht den Wettbewerb, son-dern eine uneindeutige Rechtslage widerspiegeln und somit zu Intransparenz und zu Verunsi-cherung führen.\r\nEs muss außerdem alles dafür getan werden, dass die Auszahlung des Zuschusses an die ÜNB trotz eines wirksamen Gesetzesbeschlusses nicht aus anderen Gründen scheitert. § 24c Abs. 5 EnWG-E darf nur eine rechtliche Absicherung ultima ratio darstellen und nicht als Vorbehalt verstanden werden.\r\n➢\r\nGeplante Anpassung des § 41 Abs. 6 EnWG\r\nEs ist richtig, dass der Referentenentwurf vorsieht, dass im Falle der unveränderten Weiter-gabe von Minderbelastungen der Lieferanten aus verringerten Netzentgelten die Lieferanten keine bürokratische und formalisierte Preisanpassung gegenüber den Kundinnen und Kun-den vornehmen müssen. Die vorgeschlagene Anpassung des § 41 Abs. 6 EnWG begrüßt der BDEW ausdrücklich und hatte sich hierfür auch eingesetzt. Mit der Regelung bleibt den Stromlieferanten der wirtschaftliche Aufwand erspart, allein wegen der Verringerung der Netzentgelte, Preisänderungsschreiben an die Kunden zu versenden. Da es sich hier um eine reine Kostenwälzung, d.h. um die bloße Weiterreichung eines Durchlaufpostens handelt und der Energielieferant keine neue Preiskalkulation durchführt, ist der Entfall einer Sonderkündi-gungsmöglichkeit folgerichtig.\r\nGleichwohl ist zu bedenken, dass einige Lieferanten zum 1. Januar 2026 aus anderen Gründen Preisanpassungen vornehmen müssen und diese den formalen Anforderungen des EnWG und der StromGVV genügen müssen. Gerade für diese Fälle ist von großer Bedeutung, dass der Ge-setzentwurf zügig verabschiedet wird. Nur so können die Lieferanten eine einheitliche Preis-stellung zum 1. Januar 2026 vornehmen (siehe oben).\r\nDarüber hinaus fordert der BDEW, dass diese Regelung zur unbürokratischen Weitergabe durch die Lieferanten nicht nur für Senkungen der Netzentgelte greift, sondern auch für den Fall von deren Erhöhung. Dies gilt in besonderem Maße vor dem Hintergrund des § 24c Abs. 5 EnWG-E, der eine unterjährige Anpassung der Netzentgelte ermöglicht.\r\nSeite 5 von 5\r\nDie Netzentgelte sind generell genauso wie die Umlagen und Abgaben von den Stromlieferan-ten nicht beinflussbar und werden als reiner Durchlaufposten an die Kunden weitergegeben. Das heißt, auch im Falle einer Kostenerhöhung dieser nicht beeinflussbaren Preiskomponen-ten nimmt der Stromlieferant keine von ihm veranlasste Preisänderung vor, sondern reicht le-diglich die staatlich bzw. regulatorisch veranlassten Änderung der Kostenänderungen unver-ändert weiter. Insbesondere vor dem Hintergrund, dass einzelne Umlagen und Abgaben durch Entscheidungen des Gesetzgebers mittlerweile mehrfach im Jahr geändert werden, muss es für die Energielieferanten aus wirtschaftlichen Gründen möglich sein, nicht beeinflussbare Kostenbestandteile durch eine einfache Kostenwälzung an die Kundinnen und Kunden weiter-zugeben. aus wirtschaftlichen Gründen möglich sein, nicht beeinflussbare Kostenbestandteile durch eine einfache Kostenwälzung an die Kundinnen und Kunden weiterzugeben.\r\nEbenso wäre es folgerichtig, mit Blick auf zukünftige Entwicklungen, die Möglichkeit einer un-komplizierten Weitergabe der Höhe der Stromsteuer und Konzessionsabgaben zu berücksich-tigen. Damit wäre auch ein Gleichklang bei der Behandlung nicht vom Lieferanten beeinfluss-barer Kostenbestandteile gegeben.\r\nBDEW-Formulierungsvorschlag\r\n§ 41 Abs. 6 EnWG-E sollte wie folgt geändert werden:\r\n„Bei unveränderter Weitergabe von umsatzsteuerlichen Mehr- oder Minderbelastungen, die sich aus einer gesetzlichen Änderung der geltenden Umsatzsteuersätze ergeben sowie bei unveränderter Wei-tergabe von Mehr- oder Minderbelastungen aufgrund einer Absenkung des Saldos der Kalkulationsbe-standteile nach § 40 Absatz 3 Nummer 3 1 bis 5, bedarf es keiner Unterrichtung nach Absatz 5 Satz 1 und 2; dabei entsteht kein außerordentliches Kündigungsrecht nach Absatz 5 Satz 4.“\r\n➢\r\nBundeszuschüsse nicht auf ein Jahr beschränken\r\nFür eine bessere Planungssicherheit sowohl seitens der Übertragungsnetzbetreiber, der Netz-betreiber und der Lieferanten aber auch und vor allem seitens der Strombezugskunden regt der BDEW an, eine Regelung für einen Bundeszuschuss zu den Übertragungsnetzentgelten nicht auf ein Kalenderjahr zu beschränken. Vielmehr sollte eine solche Regelung für die kom-menden Jahre erfolgen, da in naher Zukunft nicht absehbar ist, dass die Netzkosten und die damit einhergehenden Netzentgelte sinken werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-25"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019487","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur nationalen Umsetzung der RED III in Raumordnungs- und Bauplanungsrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8f/4c/612561/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080021.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":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000 Unternehmen.\r\nDas Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen 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,\r\nüber 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel der Abwasser-Entsorgung in\r\nDeutschland.\r\nVermerk\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\nSeite 1 von 5\r\nBewertung Ausschussfassung der wesentlichen ÄA zur RED III -Umsetzung im BImschG,\r\nWHG, WaStrG und BauGB\r\nWährend die Möglichkeit der Umwandlung von Windenergiegebieten in Beschleunigungsgebiete,\r\neiner Vorgabe aus der RED III, aufgenommen und sehr positiv bewertet wird, wurde\r\ndurch die Änderung des Raumordnungsgesetzes (ROG) ein gravierender Umstand geschaffen.\r\n1 Problem\r\nDie Umwandlung bereits ausgewiesener Windenergiegebiete in „Beschleunigungsgebiete“ erfordert\r\nin der Praxis lediglich geringfügige Änderungen der bestehenden Pläne. Im Wesentlichen\r\nbeschränkt sich der inhaltliche Aufwand auf die Festlegung von Regeln für Minderungsmaßnahmen,\r\nsoweit diese erforderlich sind.\r\nIm aktuellen Gesetzentwurf zu § 28 Abs. 5 und 7 ROG-E (§ 245f Abs. 3 BauGB-E) ist jedoch\r\nein vollständiges erneutes Planverfahren für diese Umwandlung vorgesehen, dass weder in\r\nDauer noch Umfang eingeschränkt wird. Dies führt zu erheblichen Doppelprüfungen und bindet\r\nunnötig Kapazitäten vor Ort.\r\nZudem droht, dass Kompromiss, die vor Ort im Rahmen der – häufig Jahre in Anspruch nehmenden\r\n– Planaufstellung für Windenergiegebiete gefunden wurden, wieder aufgerollt werden\r\nund der soziale Frieden gefährdet wird, obwohl zusätzliche Umweltbelastungen minimal\r\nsind und die Allgemeinheit durch verkürzte Genehmigungsverfahren und frühere finanzielle\r\nBeteiligung der Gemeinden profitiert.\r\n2 Lösung\r\nEinführung klarer, europarechtskonformer Leitplanken für die nachträgliche Ausweisung zu\r\nBeschleunigungsgebieten. Innerhalb dieser Vorgaben kann die Ausweisung zu Beschleunigungsgebieten\r\nschnell, zielgerichtet und rechtssicher erfolgen, ohne dass der gesamte Raumordnungsplan\r\nerneut geprüft werden muss.\r\nSeite 2 von 5\r\nFormulierungsvorschlag zur Anpassung von § 28 Abs. 5 und Abs. 7 ROG-E [Änderungen in fett][1]\r\n(5) Die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet und die Aufstellung von Regeln für Minde-rungsmaßnahmen erfolgt im Rahmen des Planaufstellungsverfahrens zur Festlegung der Vorranggebiete für Windenergie. Wurden die Planaufstellungsverfahren vor dem … [einset-zen: Datum des Inkrafttretens nach Artikel 8] förmlich eingeleitet und war zu dem Zeitpunkt bereits eine Beteiligung nach § 9 Absatz 2 und 3 durchgeführt, kann die erforderliche Aus-weisung von Beschleunigungsgebieten und die Aufstellung von Regeln für Minderungsmaß-nahmen ausnahmsweise in einem nachfolgenden, innerhalb von drei Monaten nach dem Inkrafttreten des Plans förmlich einzuleitenden und innerhalb von sechs Monaten abzu-schließenden separaten Planungsverfahren erfolgen; in diesem Fall sind § 7 Absatz 5, die §§ 8, 9 Absatz 5, die §§ 10 und 11 für Raumordnungspläne entsprechend und mit der Maß-gabe anzuwenden, dass\r\n1.\r\ndas Planungsverfahren auf die Änderungen durch Ausweisung als Beschleunigungs-gebiet und die Aufstellung etwaig noch fehlender Regeln für Minderungsmaßnah-men beschränkt ist,\r\n2.\r\ndavon auszugehen ist, dass die Änderungen des Raumordnungsplans Umweltaus-wirkungen vermeiden oder verringern und in der Regel keine zusätzlichen erhebli-chen Umweltauswirkungen nach § 8 Absatz 2 verursachen und\r\n3.\r\nbei der Beteiligung nach § 9 Absatz 2 jeweils ein Monat als Dauer der Veröffentli-chung und als Frist zur Stellungnahme angemessen ist.\r\n(6) … .\r\n(7) Für Vorranggebiete für Windenergie, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 und vor dem … [einsetzen: Inkrafttreten dieses Gesetzes nach Artikel 8] ausgewiesen worden sind, gelten die Absätze 2 bis 6 entsprechend, wobei die Frist für die Einleitung des Planungsverfahrens nach Absatz 5 mit Ablauf des … [einsetzen: Inkrafttreten dieses Gesetzes nach Artikel 8] beginnt.\r\n[1] Der Vorschlag adressiert die angesichts der Ausweisungspraxis der Länder die wichtigere Regelung im ROG und sollte entsprechend auch für § 245f Abs. 3 BauGB-E implementiert werden.\r\nSeite 3 von 5\r\n3\r\nErläuterung der Leitplanken\r\nIn § 28 Abs. 5 Satz 2 ROG-E sollte die Möglichkeit der nachträglichen Anpassung von Plänen auf solche Fälle beschränkt werden, in denen die Planung bereits weit fortgeschritten ist. Dadurch wird der Planungsaufwand deutlich reduziert. Eine erneute Planung wäre dann nur erforder-lich, wenn die Öffentlichkeit ausschließlich aufgrund der Umstellung der Planung auf Beschleu-nigungsgebiete erneut beteiligt werden müsste.\r\nZudem sind eindeutige Regelungen zum Beginn der Frist für die Einleitung des Planänderungs-verfahrens notwendig. In § 28 Abs. 5 Satz 2 ROG-E wird der Fristbeginn an das Inkrafttreten des jeweiligen Plans geknüpft. Für bereits wirksame Pläne ist in § 28 Abs. 7 ROG-E klarzustel-len, dass die Frist mit dem Inkrafttreten des Gesetzes beginnt.\r\nDarüber hinaus schlagen wir konkrete Leitplanken für die Anforderungen an die Änderung von Plänen nach legt § 28 Abs. 5 Satz 2 ROG-E vor:\r\n•\r\nNr. 1: Das Änderungsverfahren ist auf die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet sowie auf etwa erforderliche ergänzende Festlegungen zu beschränken. Dadurch wird sicher-gestellt, dass nicht der gesamte Plan erneut geprüft wird. Die Prüfungen dürfen nur sol-che Aspekte betreffen, die unmittelbar mit der Ausweisung als Beschleunigungsgebiet zusammenhängen.\r\n•\r\nNr. 2: Die Ergänzung der Regelung stellt klar, dass im Regelfall nicht von erheblichen Umweltauswirkungen auszugehen ist. Damit wird gewährleistet, dass die nachträgliche Ausweisung von Beschleunigungsgebieten, die für sich genommen keine nachteiligen Auswirkungen hat, nur einen vertretbaren Begründungsaufwand erfordert.\r\n•\r\nNr. 3: Aufgrund des begrenzten Anpassungsbedarfs und der geringen Umweltauswir-kungen werden angemessene Fristen für die Beteiligung der Öffentlichkeit und der Be-hörden festgelegt. Ähnlich wie bei Änderungen von Planentwürfen im laufenden Auf-stellungsverfahren ist es sachgerecht und effizient, die Abläufe und Fristen zur Beteili-gung zu straffen.\r\nDarüber hinaus möchten wir weitere Anmerkungen zum Bekanntgewordenen Änderungsan-trag machen:\r\n(1)\r\nWesentliches Element der Ergänzungen sind Regelungen zur Ausweisung von Beschleu-nigungsgebieten. Diese fehlten bisher im Gesetzentwurf. Die Änderungsanträge sehen jetzt eine Lösung für die Ausweisung als Beschleunigungsgebiete der nach dem 19. Mai 2024 ausgewiesenen Windeignungsgebiete vor, was ausdrücklich zu begrüßen ist. Hier\r\nSeite 4 von 5\r\nsollte aber entsprechend dem Vorschlag des BDEW jedenfalls die Möglichkeit aufge-\r\nnommen werden, dass diese Gebiete – bei Vorliegen der Voraussetzungen – auch auf Antrag des Vorhabenträgers ausgewiesen werden müssen. (Siehe hierzu die BDEW-Stellungnahme zur Umsetzung der RED III im BImSchG, WHG und zur Änderung des WaStrG, WindBG und BauGB vom 28.06.2025)\r\n(2)\r\nEs ist insgesamt zudem zu begrüßen, dass diese planungsrechtliche Umsetzung der RED III mitangegangen wird.\r\nAllerdings: Die Regelungen entsprechen weitgehend den bereits durch die Vorgängerregierung vorgeschlagenen Regelungen zur Ausweisung von Beschleunigungsgebieten. Bereits diese Re-gelungen waren teilweise gegenüber der RED III überschießend. Die in den Änderungsanträgen enthaltenen Regelungen gehen teilweise noch weiter darüber hinaus. Die Kritik des BDEW an dieser nationalen überschießenden Umsetzung bleibt insofern bestehen.\r\nBeispielhaft kann hier die Auflistung der für eine Ausweisung von Beschleunigungsgebieten ausgeschlossenen Gebieten genannt werden. Unionsrechtlich erforderlich wäre es lediglich, Natura-2000-Gebiete, Naturschutzgebiete, Hauptvogelzugrouten und Meeressäuger Haupt-zugrouten auszuschließen. Der Ausschluss anderer Gebiete setzt voraus, dass erhebliche Um-weltauswirkungen zu erwarten sind. Die ist mit geeigneten und verhältnismäßigen Instrumen-ten und Datensätzen zu ermitteln. Dieser Ermittlung wird der pauschale Ausschluss von Gebie-ten mit landesweit bedeutsamen Vorkommen europäischer Vogelarten oder streng geschütz-ter Arten gem. § 249 Abs. 1 Nr. 2 BauGB-E nicht gerecht.\r\nWeitere Beispiele sind der BDEW-Stellungnahme zum Regierungsentwurf eines Gesetzes zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 in den Bereichen Windenergie an Land und Solar-energie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort (BT-Drucksachen 20/12785, 20/13253 vom 15. Juni 2024) zu entnehmen.\r\n(3)\r\nEinige zusätzliche Anmerkungen zu den wichtigsten Änderungsanträgen im Einzelnen:\r\n•\r\nArt. 5 Nr. 2 (Ergänzung des § 5b Abs. 2b BauGB-E):\r\nDass zur Ausweisung von Konzentrationszonen gem. § 35 Abs. 3 S. 3 BauGB sachliche Teilflä-chennutzungspläne aufgestellt werden können, ist bereits heute möglich und allgemein aner-kannt. Dies mit räumlichen Teilflächennutzungsplänen zu verbinden, erscheint aber im Hinblick auf die gesamträumliche Steuerungswirkung einer Konzentrationszonenplanung fragwürdig. Die Erwähnung des § 249 Abs. 2 BauGB ist irreführend, denn die Entprivilegierung von WEA ist gem. § 249 Abs. 2 S. 3 BauGB gesetzliche Folge der Feststellung der Erreichung der Flächen-ziele, d.h. kann gerade nicht durch einen Plan herbeigeführt werden. Der Verweis auf § 249c\r\nSeite 5 von 5\r\nAbs. 1 BauGB-E ist hingegen sinnvoll, da es die Ausweisung von Beschleunigungsgebieten er-leichtert.\r\nHier wäre die folgende Formulierung vorzugswürdig: „(2b) Für die Zwecke des § 35 Absatz 3 Satz 3, des § 249 Absatz 2 und des § 249c Absatz 1 können sachliche Teilflächennutzungspläne aufgestellt werden; sie können auch für Teile des Gemeindegebiets aufgestellt werden.“\r\n•\r\nArt. 5 Nr. 3 (kommunale Positivplanung, § 245e Abs. 5 BauGB-E): Zu begrüßen, Zielab-weichungsverfahren wird überflüssig.\r\n•\r\nArt. 5 Nr. 4 b) (Ausweisung in Aufstellung befindlicher oder zwischen dem 19. Mai 2024 und dem Inkrafttreten des Gesetzes ausgewiesener Windenergiegebiete als Be-schleunigungsgebiete, § 245f Abs. 2 S. 3 BauGB-E):\r\nDiese Regelung greift zwar die Branchenforderung einer Regelung für die nach dem 19. Mai 2024 (vgl. § 6a WindBG) ausgewiesenen Windenergiegebiete auf. Es ist aber zweifelhaft, ob das „sind […] auszuweisen“ für die in Aufstellung befindliche Gebiete unionsrechtskonform ist (siehe dazu Stellungnahme SUER zum Entwurf der vergangenen Legislaturperiode). Außerdem greift die Regelung zur nachträglichen „Umwidmung“ der bereits ausgewiesenen Gebiete („in-nerhalb von drei Monaten“) das wichtige Anliegen nicht auf, wonach ein Vorhabenträger die Einleitung dieses Verfahrens beantragen kann (siehe BDEW-Stellungnahme). Die Formulierung „einzuleitenden“ spricht zwar dafür, dass der Planungsträger das Verfahren einleiten muss. Ob das aber rein praktisch zuverlässig erfolgen wird, ist zweifelhaft. Der BDEW hat hierzu einen Formulierungsvorschlag vorgelegt, der gegenüber der vorliegenden Fassung vorzugswürdig ist.\r\n•\r\nArt. 5 Nr. 5 (Mitgezogene Privilegierung von Speichern): Das Kriterium des räumlich-funktionalen Zusammenhangs in § 249 Abs. 6a Nr. 2 BauGB-E bleibt nach wie vor hinter Art. 2 Nr. 44d RED III zurück, der denselben Netzanschlusspunkt genügen lässt.\r\n•\r\nArt. 5 Nr. 6 (Ausweisung neuer Beschleunigungsgebiete in FNP): Grundsätzlich zu be-grüßen\r\n•\r\nArt. 7 Nr. 4 (Ausweisung neuer Beschleunigungsgebiete in Regionalplänen): Grundsätz-lich zu begrüßen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-06-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019488","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur Ausgestaltung eines regulatorischen Rahmens für H2-Importinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/08/8f/612563/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080023.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 21. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nLNG-Terminals im Wandel: Bau-steine einer Importinfrastruktur für Wasserstoff und seine Derivate\r\nMaßnahmen bis 2030\r\nVersionsnummer: 1.5\r\nSeite 2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Einleitung und Zielsetzung ................................................................................. 3\r\n2 Ausgangslage und Handlungsbedarf ................................................................... 3\r\n3 Anforderungen der Mitgliedsunternehmen ........................................................ 5\r\n4 Hochlauf der Wasserstoffimporte: Voraussetzungen und Erfolgsfaktoren ........... 7\r\n5 Politische und regulatorische Empfehlungen ...................................................... 9\r\n6 Fazit: Transformationspfade gemeinsam gestalten ............................................ 10\r\nSeite 3 von 11\r\n1 Einleitung und Zielsetzung\r\nLNG-Terminals sichern kurzfristig die Versorgung mit Erdgas und bilden zugleich den infra-strukturellen Grundstein für die künftige Einfuhr klimaneutraler Energieträger. Trotz beste-hender Unsicherheiten ist mit Blick in die Zukunft klar, dass die Terminals perspektivisch so weiterentwickelt werden müssen, dass sie in der Lage sind, effizient Wasserstoff und dessen Derivate wie Ammoniak, Methanol oder synthetisches Methan aufzunehmen, umzuschlagen und weiterzuleiten. Neben der Wasserstoff- und Derivateinfrastruktur ist auch der frühzeitige Vorhalt von Kapazitäten für CO₂-Handling – insbesondere im Kontext von CCS (Carbon Capture and Storage) – notwendig, um eine integrierte, zukunftsfähige Importstruktur zu schaffen. Nur so kann Deutschland auch langfristig eine sichere, klimaneutrale und möglichst kosteneffizi-ente Energieversorgung gewährleisten. Auch nach 2044 müssen Importe von Bio-LNG oder synthetischem LNG möglich bleiben, wenn sich diese etabliert haben. Ebenso könnte der Wei-terbetrieb der LNG-Terminals auch eine zentrale Rolle spielen, wenn in Deutschland Erdgas für die Produktion von blauem oder türkisem Wasserstoff genutzt wird.\r\nGleichzeitig steht Deutschland heute mit einer noch jungen LNG-Infrastruktur an einem strate-gischen Wendepunkt. Die Frage ist nicht, ob, sondern wie diese Infrastruktur für den Import klimaneutraler Moleküle transformiert werden kann. Dieses Diskussionspapier des BDEW skiz-ziert die wichtigsten Anforderungen, Erfolgsfaktoren und politische Rahmenbedingungen für den Umbau der Gasimportterminals und gibt Handlungsempfehlungen für den zügigen Hoch-lauf von Wasserstoffimporten mit einem Schwerpunkt auf den bis 2030 notwendigen Maß-nahmen.\r\nDas Marktumfeld für Wasserstoff-Importprojekte ist in den vergangenen 12 Monaten weiter herausfordernd geblieben. In der Folge verzögern sich wichtige Projekte, wurden ausgesetzt oder sogar völlig gestoppt. Angesichts der positiven politischen Entscheidungen zum Wasser-stoffkernnetz auf der einen und dem fortwährenden Bedarf in der Industrie auf der anderen Seite, ist es zwingend erforderlich, alle verfügbaren Importoptionen und -infrastrukturen zu berücksichtigen, um den Hochlauf voranzutreiben und das Kernnetz zu befüllen. Die Regie-rungsparteien betonen im Koalitionsvertrag, dass Deutschland Energieimportland bleiben wird und die notwendige Infrastruktur für Importe von Wasserstoff und seinen Derivaten konse-quent ausgebaut werden soll.\r\n2 Ausgangslage und Handlungsbedarf\r\nMit dem Aufbau von LNG-Importkapazitäten reagierte Deutschland kurzfristig auf die Gaskrise infolge des Ukraine-Kriegs. Deutschland hat aktuell schwimmende LNG-Terminals an den Standorten Brunsbüttel, Mukran, Wilhelmshaven; stationäre Terminals entstehen an den Standorten Brunsbüttel, Wilhelmshaven und Stade. Ende 2025 können ca. 30 Mrd. m3 Gas\r\nSeite 4 von 11\r\nimportiert werden, mit Fertigstellung der stationären Terminals ab 2028 über 50 Mrd. m3. Für die Versorgung Deutschlands sind aber auch die bereits seit längerem bestehenden LNG-Ter-minals in den Nachbarländern, insbesondere in Belgien, den Niederlanden und Frankreich, wichtig. Dabei ist zu unterstreichen, dass Deutschland auch nach dem russischen Lieferstopp, ein wichtiges Transitland bleibt. Die Importkapazitäten werden schon jetzt zur sicheren Gas-versorgung insbesondere der zentraleuropäischen Nachbarländer genutzt.\r\nDie vorhandene oder im Bau befindliche LNG-Importinfrastruktur kann hierbei effizient für den Einstieg in den Import von Wasserstoff genutzt werden.\r\nEinige der schwimmenden LNG-Terminals sind technisch hybrid einsetzbar und erlauben be-reits vor 2030 eine kurzfristige Umstellung auf den parallelen Import von LNG- und Ammoniak (umwandelbar in Wasserstoff, wenn ein entsprechendes Cracking-Modul installiert wird). Diese technologische Option war zum Zeitpunkt des Beschlusses des in Kraft getretenen LNG-Beschleunigungsgesetzes (LNGG) nicht bekannt. Nun sollte diese Importoption in Bezug auf eine Weiternutzung angesichts der sich abzeichnenden Verzögerungen beim Wasserstoff-hochlauf re-evaluiert werden. Damit müsste auch die im Gesetz vorgesehene statische Kopp-lung des Weiterbetriebs der schwimmenden LNG-Anlagen an die Inbetriebnahme eines land-basierten LNG-Terminals gegebenenfalls aufgelöst bzw. angepasst werden.\r\nTechnisch gesehen ist der Umbau bzw. der Aufbau landbasierter Anlagen auf andere Energie-träger anspruchsvoll, aber machbar. Je nach Molekültyp – etwa verflüssigter Wasserstoff, Ammoniak, Methanol oder flüssige organische Wasserstoffträger (LOHC) – unterscheiden sich Anforderungen an Lagerung, Transport, Sicherheitskonzepte und Anschlussinfrastrukturen er-heblich. Die Nutzung bestehender Standorte bietet dabei Chancen: Sie verfügen über logisti-sche Anbindungen, industrielle Nähe, Genehmigungen und Expertise. Dennoch braucht es um-fangreiche Investitionen und neue Betriebskonzepte.\r\nAus gesamtwirtschaftlicher Sicht kann es sinnvoll sein, an Standorten Anlagen für den Import unterschiedlicher Derivate parallel zu betreiben. LNG-Importanlagen (schwimmend und land-basiert) können zum Teil auch dauerhaft für den Import von e-LNG aus erneuerbaren Quellen notwendig sein. Eine zu enge Auslegung der Umstellungspflicht ist also nicht zielführend.\r\nDie Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate der Bundesregierung geht von einem nationalen Bedarf an Wasserstoff und dessen Derivaten in Höhe von 95 bis 130 TWh bis 2030 aus. 50 bis 70 % (45 bis 90 TWh) sollen importiert werden. Der Einstieg in den Aufbau ge-eigneter Importstrukturen muss daher mit einem Maßnahmenpaket für die Zeit bis 2030 hin-terlegt werden.\r\nDas LNG-Beschleunigungsgesetz befristet ferner Genehmigungen für LNG-Anlagen zum 31. Dezember 2043. Ein Weiterbetreib von LNG-Terminals ist nur möglich, wenn sie für klimaneut-ralen Wasserstoff und dessen Derivate genutzt werden. Die Gaswirtschaft unterstützt dieses\r\nSeite 5 von 11\r\nklare Bekenntnis zum Umstieg auf Moleküle aus erneuerbaren Quellen. Es ist aber wichtig, dass die politischen Rahmenbedingungen die richtigen wirtschaftlichen Anreize setzen. Termi-nals beherbergen wichtige Anlagenelemente auch für das klimaneutrale Energiesystem. Der Ansatz muss also eher sein, an der Stelle den notwendigen Spielraum zu schaffen, statt über die befristete Betriebsgenehmigung für Infrastrukturen den Ausstieg aus den fossilen Energie-trägern hebeln zu wollen. Eine zu kurze Amortisationsdauer verteuert nämlich die Nutzung der Infrastruktur erheblich und erschwert Investitionen in die notwendige Transformation hin zu Wasserstoff und dessen Derivaten.\r\nVersorgungssicherheit muss dauerhaft ein strategisches Ziel der Importstrategie sein. Dazu ge-hört auch, dass parallel zum Ausbau des Pipelineimports von Wasserstoff, ausreichende Kapa-zitäten in schwimmenden und landbasierten Terminals für den flexiblen Schiffstransport aus allen Weltregionen im Ordnungsrahmen angereizt wird. Die Importe von Derivaten über den Seeweg werden deutlich früher erwartet als z.B. über den Süd- und Südwestkorridor. Landba-sierte und schwimmende Terminals können dabei komplementär genutzt werden. Letztere er-möglichen die schnellstmögliche Bereitstellung von grundlastfähigem Wasserstoff. Sie sind kurzfristig verfügbar, mobil einsetzbar und benötigen im Vergleich zu landseitiger Infrastruktur deutlich weniger Planungs- und Bauzeit. Somit können sie das noch junge Kernnetz bedarfsge-recht befüllen, das absehbar zu Beginn ohne nennenswerte Speicherkapazitäten auskommen muss. Diversifizierte Importquellen insgesamt stärken die Markteffizienz und reduzieren Ab-hängigkeiten von einem einzigen Lieferland oder bestimmtem Exportregionen. Und genauso wie die Importinfrastruktur heute die sichere Gasversorgung der zentraleuropäischen Nach-barländer gewährleistet, wird diese Importinfrastruktur Deutschland im Wasserstoffmarkt-hochlauf ebenfalls zur wichtigen Drehscheibe werden lassen.\r\n3 Anforderungen der Mitgliedsunternehmen\r\nFür die Mitgliedsunternehmen des BDEW, insbesondere die Infrastrukturbetreiber und Im-porteure, stehen vier zentrale Anforderungen im Vordergrund:\r\n1. Planungssicherheit und Investitionsklarheit\r\nInvestitionen in neue schwimmende und landbasierte Terminaltechnologien, Tanklager, Ver-flüssigungsanlagen, Cracker und/oder Anbindungen an das künftige Wasserstoffnetz erfordern langfristige, verlässliche Rahmenbedingungen. Noch dominiert Unsicherheit hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit der Wasserstoffderivate. Aktuelle Forschungsergebnisse untermauern Trends und Zukunftserwartungen, können aber auch noch keine abschließenden Antworten geben.1 Besonders in den Anfangsjahren ist es deshalb wichtig, dass Staatshilfen bzw. Garan-tien die Risiken für Investoren senken.\r\nSeite 6 von 11\r\nZur Planungssicherheit gehören auch politische Entscheidungen bei wirtschaftlichen Zielkon-flikten: So besteht zum Beispiel für konventionellen Ammoniak bereits heute ein Markt. Hier gilt es zwischen der wirtschaftlich vorteilhaften direkten Substitution herkömmlichen Ammo-niaks durch das Wasserstoffderivat und der Entwicklung einer Crackerinfrastruktur sowie der Auslastung des initialen Wasserstoffkernnetzes abzuwägen.\r\nBereits bestehende Importlieferketten für Ammoniak in Rostock und Brunsbüttel sollten in der Planung berücksichtigt werden. Dies stellt auch eine regulatorische Herausforderung dar, da bestehende Rechtsrahmen bislang vor allem auf klassische Energieunternehmen ausgerich-tet sind – für die Einbindung von Akteuren außerhalb der Energiebranche, etwa aus Industrie, Logistik oder Chemie ist der regulatorische Rahmen der Energiebranche eine Herausforde-rung.\r\nAuch strukturelle Fragen gilt es zu klären: Aufgrund hoher Skaleneffekte scheinen sehr große Cracker von Vorteil zu sein, die Ammoniak aus mehreren Terminalstandorten aufnehmen. Cra-cker sollten deshalb Open Access basierten Zugang haben. Im Land verteilte Crackerstandorte bieten auch genehmigungsrechtlich erhebliche Herausforderungen, insbesondere in dicht be-siedelten Gebieten. Weiter dürften zentrale Standorte eine deutlich effizientere Realisierung der Verdichterinfrastruktur ermöglichen.\r\n2. Investitionsanreize für Erstkunden und Infrastrukturbeteiligte\r\nUm den Aufbau von Wasserstoffimportinfrastruktur zu beschleunigen, ist die frühzeitige Ein-bindung sogenannter Launching Customers und Co-Investing Customers von zentraler Bedeu-tung. Diese Akteure übernehmen signifikante unternehmerische Risiken und können durch langfristige Abnahmeverträge oder direkte Mitinvestitionen zur Finanzierung und Stabilisie-rung der Projekte beitragen. Ein entsprechender regulatorischer Rahmen würde Marktein-trittshürden für Pioniere senken und so gezielt den Hochlauf fördern. Vorbilder wie der nie-derländische Ordnungsrahmen zeigen: Differenzierte Vertragsbedingungen für Erstnutzer und Mitinvestoren – etwa günstigere Tarife oder längere Laufzeiten – können unter bestimmten Voraussetzungen objektiv gerechtfertigt und investitionsfördernd sein. Solche Regelungen sollten auch im deutschen Kontext ausdrücklich rechtlich ermöglicht werden2.\r\n3. Rechtliche Leitplanken\r\nViele zentrale Fragen sind derzeit ungeklärt: Wie werden Ammoniak- oder Methanolimporte rechtlich bewertet? Wie können bestehende rechtliche und regulatorische Rahmenbedingun-gen für Erdgas auf neue Moleküle übertragen oder angepasst werden? Welchen Anpassungs-bedarf gibt es in der europäischen und nationalen Regulierung von Wasserstoff-Importtermi-nals? Aus Sicht der Gasbranche sind zum Beispiel feste, frei zuordenbare Kapazitäten ohne Restriktionen zu bevorzugen. Bei Rabatten auf Netzentgelte, die dem Wasserstoffhochlauf dienen, sollte es eine Gleichbehandlung von Importen mit inländischer Erzeugung geben. Die\r\nSeite 7 von 11\r\nUnternehmen fordern eine zügige Klärung technischer Normen, Sicherheitsstandards und Ge-nehmigungsverfahren. Ansatzpunkt zur weiteren Ausgestaltung des Ordnungsrahmens für die H2-Importinfrastruktur könnte national die noch ausstehende Umsetzung der Regelungen des Zugangs Dritter zu Wasserstoffimportterminals aus der EU-Richtlinie Gas und Wasserstoff sein (Artikel 36).\r\nOffene Fragen gibt es auch bei Genehmigungen und Standorten von Ammoniak-Crackern: Was sind die wirtschaftlichsten Lösungen bei der Standortwahl und Skalierung von Crackern? Wie wird der Betrieb organisiert? Es müssen Anreize geschaffen werden, damit Investitionen in die Transformation stattfinden – durch gezielte Förderprogramme, stabile Marktbedingungen und transparente Zielpfade. Auch sind klare, einheitliche Regelungen zum Zugang und zur Nutzung von Terminals und Crackern notwendig, insbesondere wenn der Betrieb durch mehrere Unter-nehmen durchgeführt werden sollte. Wie kann das Marktdesign für Cracker ausgestaltet wer-den, damit die Anlagen interessant für Investoren sind? Auch die Möglichkeiten der Terminal-nutzung ohne Crackernutzung muss Berücksichtigung finden.\r\n4. Priorisierung der Technologien und Flexibilität\r\nEs ist noch nicht absehbar, welche Derivate in welchen Mengen gehandelt werden. Dennoch ist bei der Entwicklung der Terminals schon jetzt eine Priorisierung notwendig. Eine Technolo-gieoffenheit für verschiedene Derivate ist nur sehr begrenzt möglich. Bereits in der Genehmi-gung sind Festlegungen zu Produkten und Stoffen bei vielen Anlagenteilen unvermeidbar. Der-zeit wird ein großer Teil der Projekte vorrangig für den Import von erneuerbarem oder kohlen-stoffarmem Ammoniak geplant, daher sollte hier die Priorität gesetzt werden.\r\n4 Hochlauf der Wasserstoffimporte: Voraussetzungen und Erfolgsfaktoren\r\nDer erfolgreiche Hochlauf der Wasserstoffimporte hängt von einer Vielzahl ineinandergreifen-der Faktoren ab:\r\nInfrastrukturumbau\r\nTerminals müssen für alternative Moleküle ausgerüstet werden – etwa durch kryogene Anla-gen für flüssigen Wasserstoff, Drucktanklager für LOHC oder sichere Handlingsysteme für Am-moniak. Auch Hafenzufahrten, Bahnsysteme, Pipelineanschlüsse und Anlandungspunkte müs-sen angepasst oder neu errichtet werden. Die größte Herausforderung im Umbau liegt darin, dass die Anlagen nur bedingt umgerüstet werden können. Hauptsächlich kann die Hafeninfra-struktur (Hafenkai, Anlegestellen) wiederverwendet werden. Produktspezifische Teile der heu-tigen Importterminals, insbesondere für LNG, sind nur eingeschränkt für den Wasserstoffim-port nutzbar. In einigen Fällen, wie bei FSRUs, ist jedoch eine Umrüstung grundsätzlich mög-lich. Auch ein paralleler Betrieb mit verschiedenen Energieträgern könnte technisch machbar\r\nSeite 8 von 11\r\nsein, bringt jedoch zusätzliche Herausforderungen in Bezug auf Sicherheit, Logistik und Wirt-schaftlichkeit mit sich. Daher sollte die Option zur Umrüstung bestehender Anlagen zwar be-rücksichtigt werden, der Fokus aber gleichzeitig auch auf der Entwicklung neuer, speziell für Wasserstoff und dessen Derivate ausgelegter, schwimmender und landbasierter Terminals lie-gen. Da die neuen Energieträger eine geringere volumetrische Energiedichte verglichen mit Erdgas haben, wird eine erheblich größere Speicherkapazität notwendig sein. Wenn außer-dem die Wirtschaft länger Erdgas benötigt, läuft die Nutzung der LNG-Terminals ggf. nicht schon 2035/40 aus. Es sollte also auch ein Szenario dafür geben, dass parallel zu den LNG-Ter-minals Importe von Wasserstoff/Derivaten an den Terminals möglich ist.\r\nImportverträge und internationale Partnerschaften\r\nWasserstoffimporte benötigen langfristige Abnahmeverträge und strategische Partnerschaf-ten mit Exportländern bei hinreichender Diversifizierung. Anders als bei LNG gibt es bei Was-serstoff und seinen Derivaten aktuell noch Risikopositionen entlang der gesamten Wertschöp-fungskette. Abnahmeverträge, Charterverträge wie auch Kapazitätsbuchungen in Infrastruktu-ren müssen für die Projektfinanzierung langfristig sein. Aber aufgrund der Unsicherheiten ba-sierend auf Preis und Menge kann die Industrie keine verbindlichen Verträge eingehen. Eine Bindung für kleinere Mengen über einen mittelfristigen Zeitraum wäre eher denkbar. Deshalb braucht es Importeure/ Midstreamer, die größere Mengen für den Markt aggregieren und langfristige Abnahmeverpflichtung eingehen. Diese bräuchten dann eine Absicherung über Garantieinstrumente.3 Mehrere Staaten entlang eines Importkorridors in die EU könnten sich dieses Risiko teilen. Politische Unterstützung bei der Anbahnung solcher Beziehungen – etwa durch Wasserstoffallianzen oder Kooperationsabkommen – ist ebenso entscheidend wie fi-nanzielle Absicherungsinstrumente (z. B. CfD Mechanismen oder die Weiterentwicklung von H2Global). Zusätzliche Risiken ergeben sich, sollte ein Teil der Wertschöpfungskette nicht rechtzeitig zur Verfügung stehen und die finanziellen Verpflichtungen für vorhandene Kompo-nenten eintreten ohne entsprechende Einnahmen aufgrund von Projektverzögerungen in an-deren Assets.\r\nZertifizierung und Nachhaltigkeitsstandards\r\nDer Handel mit kohlenstoffarmem und grünem Wasserstoff erfordert verlässliche Herkunfts-nachweise und Nachhaltigkeitszertifikate. Besonders im Wasserstoffhochlauf ist es wichtig, dass die grünen Moleküle getrennt von Zertifikaten gehandelt werden können. Somit können sich auch Industrien ohne Netzanbindung am Beschaffungsprozess beteiligen. Die Mitglieds-unternehmen fordern europaweit einheitliche Regeln, idealerweise harmonisiert mit globalen Standards, um die Importfähigkeit sicherzustellen.\r\nSeite 9 von 11\r\nNetzanbindung\r\nDie Integration der Importterminals in das entstehende Wasserstoffkernnetz ist bereits ange-legt. Die Planungen sind auf hohe Transportkapazitäten ausgelegt, auch um Pipelinelieferun-gen von Wasserstoff aufzunehmen. Hierbei ist sicherzustellen, dass der Marktzugang über frei zuordenbare Kapazität (fFZK) gewährleistet ist.\r\n5 Politische und regulatorische Empfehlungen\r\nDie Transformation der Gasimportterminals gelingt nur mit politischer Flankierung und ganz-heitlichen Strukturentscheidungen:\r\n•\r\nErarbeitung eines „Masterplans Wasserstoffimportterminals“ unter Berücksichtigung von schwimmenden und landbasierten Terminaloptionen mit Zeithorizonten, Investiti-onsbedarfen, Zuständigkeitsverteilungen und politischer Koordination. Der Aufbau ei-nes Handelskorridors vom Produzenten über Importinfrastrukturen und Speichern bis hin zum Abnehmer sollte möglichst bald etabliert werden. Eine länderübergreifende Kooperation (z.B. Deutschland, Belgien, Niederlanden, Frankreich und Polen sowie den zentraleuropäischen Staaten Tschechien, Slowakei und Österreich) wäre konstruktiv. Wie in der Gaswirtschaft könnten Midstreamer Mengen aggregieren und an kleinere Abnehmer aus verschiedenen interessierten Industrien effizient vermarkten (Keramik, Glas, …).\r\nTeil des Masterplans muss eine stärkere Eingrenzung der möglichen Energieträger bzw. Derivate sein. Für die Bezahlbarkeit der Infrastruktur ist es unerlässlich, zeitnah her-auszuarbeiten, was wirtschaftlich die geeignetste Technologie ist. Förderprogramme sollten sich an der Verringerung der CO2-Emissionen ausrichten, ein begleitender Ord-nungsrahmen aber insbesondere in einer frühen technologischen Entwicklungsphase die erforderlichen Alternativen mitsamt der Infrastruktur anreizen. Das Ergebnis techno-ökonomischer Analysen sollte in einer Überarbeitung des LNG-Beschleuni-gungsgesetzes berücksichtigt werden.\r\n•\r\nAuswertung der Erfahrungen aus dem LNG-Beschleunigungsgesetz für rasche Geneh-migungsverfahren (etwa durch bundeseinheitliche Standards, zentrale Ansprechpart-ner, Fristenregelungen) und zügige Verabschiedung eines Wasserstoffbeschleunigungs-gesetzes4. Die gesamte Importinfrastruktur (schwimmend und landbasiert) muss im Gesetz bereits mit abgedeckt werden. Es ist eine großzügige, zukunftssichere Ausle-gung der Importinfrastruktur und der Gasnetzkapazitäten notwendig.\r\nSeite 10 von 11\r\n•\r\nErweiterung bestehender Förderinstrumente (z. B. Bundesförderung Terminalinfra-struktur, IPCEI-H2, CfD-Mechanismen): Hier ist der konkrete Bezug zu Terminalinfra-strukturen wichtig. Beispielsweise, wie kann ein CfD Mechanismus so entwickelt wer-den, dass er die Bezugsmengen für eine Infrastruktur unterstützt, die selbst mehr oder weniger als \"Umschlagsort\" dient? Auch hier ist wieder eine Kooperation mit den Nie-derlanden erwähnenswert. Beide Regierungen könnten sich vorerst auf einen Import-korridor einigen (Seeweg) und mit politischer Unterstützung die Verbindung zu ande-ren Ländern (Kanada, Spanien, Oman, Saudi-Arabien und Brasilien) herstellen.\r\n•\r\nFörderliche Rahmenbedingungen für Pioniere und Infrastrukturbeteiligte schaffen: Die Möglichkeit, für Erstnutzer und (Mit-)Investoren differenzierte Vertragsbedingungen zu ermöglichen, sollte explizit in den Rahmenbedingungen verankert werden. Dies schafft Investitionsanreize, reduziert Risiken für die ersten Marktteilnehmer und er-leichtert den wirtschaftlichen Hochlauf neuer Importinfrastrukturen.\r\n•\r\nKlare Regeln für Wasserstoffderivate im Ordnungsrahmen definieren (Netzentgelte, Bilanzierung, Sicherheitsvorgaben).\r\n•\r\nAbnahme für die H2-Importinfrastruktur sichern: Rechtlich-regulatorische Unsicherhei-ten entlang der H2-Wertschöpfungskette und damit für den H2-Kunden müssen identi-fiziert und offene Fragestellungen geklärt werden (z.B. Netzanschluss, Transport- und Haftungsfragen im H2-Kernnetz).\r\nDer Ordnungsrahmen sollte Anreize dafür schaffen, dass Derivate in Wasserstoff umgewan-delt und dann in das Netz eingespeist werden. Derivate sollten nicht vollständig direkt genutzt werden (Dünger, Schiffsverkehr). Es gilt auch die Befüllung des Wasserstoffkernnetzes abzusi-chern.\r\n6 Fazit: Transformationspfade gemeinsam gestalten\r\nDie deutschen schwimmenden und landbasierten Gasimportterminals haben das Potenzial, zu zentralen Knotenpunkten einer europäischen Wasserstoffwirtschaft zu werden – wenn die Weichen jetzt richtiggestellt werden. Der Umbau ist machbar, wirtschaftlich sinnvoll und kli-mapolitisch notwendig. Klar fokussierte technologische Terminal-Konzepte, unter Berücksich-tigung von Nachfrageprognosen für Derivate/H2 und der Aufbau des Kernnetzes sind essenzi-ell für die Wirtschaftlichkeit. Zugleich ist eine enge Zusammenarbeit mit den Importterminals in den Nachbarländern notwendig, um Synergien zu heben, Doppelstrukturen zu vermeiden und eine europäisch abgestimmte Infrastrukturentwicklung zu ermöglichen. Die bestehende und im Bau befindliche LNG-Importinfrastruktur kann dabei effizient als Ausgangspunkt für den Einstieg in den Import von Wasserstoff und seinen Derivaten genutzt werden – vorausge-setzt, sie wird frühzeitig entsprechend weiterentwickelt.\r\nSeite 11 von 11\r\nNur im Schulterschluss lässt sich diese Transformation erfolgreich gestalten. Die Gasinfrastruk-tur von heute ist der Wasserstoff-Hub von morgen – wenn wir jetzt entschlossen handeln.\r\n1 Vgl. z.B. LNG2Hydrogen – TransHyDE Project: Making LNG Terminals Suitable for Hydrogen-based Energy Carriers - Fraunhofer ISE\r\n2 Link zur niederländischen Regulierungsbehörde: ACM publishes explanation of new rules re-garding third-party access to hydrogen terminals\r\n3 Zur Rolle der aggregierenden Importeure hat der BDEW ein weiteres Positionspapier veröf-fentlicht.\r\n4 BDEW-Stellungnahme zum Entwurf aus der letzten Legislaturperiode: BDEW_Stellung-nahme_Entwurf_eines_Wasserstoff-beschleunigungsgesetzes.pdf"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019489","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines europäischen Rahmens zur ausschließlichen lizenzfreien Nutzung des oberen 6-GHz-Bands","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/dd/2a/612565/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080024.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":"Gemeinsame Position von BREKO, BDEW und VKU zur Entwurfsstellungnahme der RSPG zur langfristigen Vision für das obere 6-GHz-Band.\r\nDer Bundesverband Breitbandkommunikation e.V. (BREKO), der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) und der Verband kommunaler Unternehmen e.V. (VKU) begrüßen die Bemühungen der Radio Spectrum Policy Group (RSPG), – als Beratungsgremium der Europäischen Kommission – die Frage der künftigen Zuweisung des oberen 6-Gigahertz-Bands (GHz) aus verschiedenen Perspektiven zu analysieren, und schätzen die Möglichkeit, den Entwurf einer Stellungnahme zur langfristigen Vision für das obere 6-GHz-Band vom 17. Juni 2025 kommentieren zu können.\r\nAuch wenn die RSPG eine leichte Präferenz für eine Aufteilung des Frequenzbands mit einer Zuweisung von 160 MHz für WLAN erkennen lässt, sehen wir dringenden Handlungsbedarf, auf die große Bedeutung des oberen 6-GHz-Bands insbesondere für Haushalte, Schulen, Universitäten, Unternehmen und Behörden hinzuweisen, die auf Festnetze angewiesen sind. Besonders da im Entwurf sogar eine Option mit einer Zuteilung von 0 Megahertz (MHz) für Wi-Fi in Betracht gezogen wurde.\r\nDie mehr als 2400 in BREKO, BDEW und VKU organisierten Unternehmen investieren jährlich mehrere Milliarden Euro, um die genannten Haushalte und Einrichtungen mit Gigabit-Geschwindigkeiten zu versorgen und so die Grundlage für die Digitalisierung Deutschlands zu schaffen. Daher fordern wir die RSPG und die Europäische Kommission auf, den tatsächlichen Frequenzbedarf ernst zu nehmen und nicht nur einen Teil, sondern das gesamte obere 6-GHz-Band (6425–7125 MHz) für die lizenzfreie Nutzung bereitzustellen. Nur dies ermöglicht moderne, zukunftssichere drahtlose Technologien wie Wi-Fi 6E und Wi-Fi 7.\r\nDieser Schritt ist entscheidend, um die Ziele der EU-Digitalstrategie („Europe’s Digital Decade“) zu erreichen, die nicht nur eine flächendeckende Netzabdeckung, sondern auch eine hohe Netzqualität fordern. Glasfasernetze bieten zuverlässige Hochgeschwindigkeitsverbindungen mit niedriger Latenz – ihre Vorteile können jedoch nur dann voll ausgeschöpft werden, wenn sie mit ebenso leistungsfähigem WLAN in Innenräumen kombiniert werden. Ohne schnelle und stabile drahtlose Konnektivität können die Vorteile von Glasfaseranschlüssen sowie die gegenwärtigen und zukünftigen Bedürfnisse von Endkunden und -kundinnen nicht umfassend genutzt werden.\r\nEine wesentliche technische Voraussetzung für die vollständige Leistungsfähigkeit von Wi-Fi 7 ist die Verfügbarkeit von mindestens einem, idealerweise mehreren zusammenhängenden 320-MHz-Kanälen. Nur das vollständige 1200-MHz-Spektrum des\r\n6-GHz-Bands (5925–7125 MHz) bietet ausreichend Bandbreite für solch weite, sich nicht überlappende Kanäle. Diese sind entscheidend, um die von Wi-Fi 7 versprochenen Multi-Gigabit-Geschwindigkeiten, geringe Latenz und hohe Effizienz zu erreichen.\r\nMit Blick auf die Zukunft zeigen Studien, dass für eine vollständige Gebäudeabdeckung und eine leistungsfähige unternehmensweite Versorgung in dichten urbanen Räumen noch mehr Spektrum benötigt wird – nämlich mindestens zehn 160-MHz-Kanäle, was 1600 MHz erfordern würde. Daran zeigt sich, dass WiFi nicht nur das gesamte obere 6 GHz-Band braucht. Darüber hinaus erscheint es sinnvoll, das 1200-MHz-Band jetzt zu sichern, um sowohl den aktuellen als auch den zukünftigen Bedarf decken zu können. 1 Eine Fragmentierung des Bands oder eine Einschränkung des Zugangs würde die Leistungsfähigkeit der nächsten WLAN-Generation erheblich beeinträchtigen und den Nutzen von hochleistungsfähigen Glasfasernetzen deutlich schmälern. Gegenwart und Zukunft müssen in dieselbe Richtung führen.\r\nDiese Notwendigkeit wird durch die aktuellen Trends in der Datennutzung noch verstärkt: Im Jahr 2023 wurden 98 Prozent des Datenverkehrs in Deutschland über Festnetze übertragen2. Der Datenverbrauch steigt darüber hinaus jährlich um durchschnittlich 21 Prozent3. Diese Zahlen verdeutlichen die zunehmende Abhängigkeit von Festnetzen und die wachsende Bedeutung leistungsfähiger WLAN-Verbindungen als zentrales Element digitaler Dienste und Anwendungen in privaten Haushalten und Unternehmen.\r\nAlternative Netzbetreiber, die für über 60 Prozent des FTTH-Ausbaus in Deutschland verantwortlich sind, sind auf leistungsstarkes WLAN in Innenräumen angewiesen, um wettbewerbsfähige Dienste anbieten und Kundenerwartungen erfüllen zu können. Der uneingeschränkte lizenzfreie Zugang zum oberen 6-GHz-Band würde den infrastrukturbasierten Wettbewerb stärken, kosteneffiziente Innovation fördern und den Zugang zu Konnektivität der nächsten Generation ermöglichen – ohne zusätzliche regulatorische oder finanzielle Belastungen.\r\nBREKO, BDEW und VKU lehnen die Einführung lizenzierter mobiler Dienste (IMT) im oberen 6-GHz-Band ab. Derzeit besteht kein nachgewiesener Bedarf für zusätzliches\r\n1 WiFi Spectrum Requirements, Plum Consulting, 18th March 2024, p. 4 : „Europe’s current five 160 MHz channels can only support gigabit coverage to approximately 50-60% of residential building area. To ensure whole-building coverage, a minimum of ten channels is necessary. Therefore, Wi-Fi access to the 6.425-7.125 GHz is imperative to support current and future generations of Wi-Fi in Europe.“; A Quantification of 5 GHz Unlicensed Band Spectrum Needs”, Qualcomm Technologies, Inc (2016,\r\nrevised 2023)\r\n2 Bundesnetzagentur, Annual Report: Telecommunications and Broadband Market Data 2023\r\n3 FTTH Council Europe, Market Panorama 2024\r\nlizenziertes Spektrum in diesem Bereich. Die exklusive Zuweisung an Mobilfunknetzbetreiber würde bestehende Marktmacht weiter festigen und den gesellschaftlich breiten Zugang zu diesem Spektrum einschränken. Ein solcher Schritt würde die Flexibilität verringern, den Wettbewerb schwächen und letztlich den Fortschritt hin zu einer glasfaserbasierten digitalen Wirtschaft deutlich verzögern, die notwendig ist, um die globale Wettbewerbsfähigkeit der EU zu stärken. Mobilfunkanbieter verfügen bereits über ausreichend alternatives Spektrum, einschließlich Mittel- und Hochfrequenzbänder, die sich für 5G und zukünftige 6G-Anwendungen eignen. Studien zeigen, dass das Potenzial der derzeit genutzten mobilen Frequenzspektren noch nicht ausgeschöpft sind und zusätzlicher Kapazitätsbedarf gedeckt werden kann, ohne das obere 6-GHz-Band in Anspruch zu nehmen4.\r\nEine Freigabe des oberen 6-GHz-Bands für Mobilfunkanbieter würde den Wettbewerb verzerren – insbesondere zulasten von reinen Glasfaseranbietern, die auf störungsfreies WLAN angewiesen sind, um hochwertige Dienste zu erbringen. Mobilfunkanbieter, die sowohl im Festnetz- als auch im Mobilfunkmarkt tätig sind, könnten daraus einen strukturellen Wettbewerbsvorteil ziehen. Die ausschließliche Nutzung des Bands für WLAN schafft faire Wettbewerbsbedingungen und fördert einen vielfältigen und wettbewerbsorientierten Breitbandmarkt.\r\nMehrere führende Digitalnationen – darunter die USA, Japan, Südkorea und Kanada – haben das gesamte 6-GHz-Band bereits für die lizenzfreie Nutzung freigegeben. Diese Entscheidungen wurden durch die Notwendigkeit getrieben, innovative Anwendungen wie Augmented Reality, Videokonferenzen und hochdichte drahtlose Umgebungen zu unterstützen. Die EU läuft Gefahr, in Bezug auf digitale Wettbewerbsfähigkeit und digitale Souveränität zurückzufallen, sollte sie diesem Beispiel nicht folgen.\r\nObwohl BREKO, BDEW und VKU das Ziel einer effizienten Frequenznutzung ausdrücklich unterstützen, müssen wir darauf hinweisen, dass eine Hortung von Spektren ein wesentliches Hindernis für dessen Erreichung darstellt. Dies steht auch im Einklang mit den erwähnten Studien, die auf eine Unterauslastung des derzeitigen mobilen Spektrums hinweisen. In Deutschland ist beispielsweise das Prinzip „use it or lose it“ gesetzlich verankert und erlaubt den Entzug ungenutzter Frequenzen. Dennoch halten Mobilfunkanbieter weiterhin wertvolle Spektren zurück, die ursprünglich für WLAN vorgesehen waren, inzwischen aber durch das verlangsamte Wachstum des\r\n4 Aetha (2023), The frequency situation in Germany ahead of the upcoming frequency allocation 2024/2025.\r\nmobilen Datenverkehrs nicht mehr benötigt werden. Diese Praxis schränkt den Zugang zu Frequenzen für andere, insbesondere für die WLAN-Nutzung im 6-GHz-Bereich, erheblich ein.\r\nWLAN bietet zudem erhebliche Vorteile in Bezug auf Energieeffizienz und Nachhaltigkeit im Vergleich zu Mobilfunknetzen. Die Förderung von Wi-Fi durch den Zugang zu lizenzfreiem Spektrum trägt zur Erreichung der Klima- und Umweltziele der EU bei, indem sie den Energieverbrauch digitaler Infrastrukturen reduziert.\r\nWir fordern daher die Europäische Kommission nachdrücklich auf, eine klare und zukunftsweisende Entscheidung zu treffen: Das gesamte obere 6-GHz-Band sollte für die lizenzfreie Nutzung ausgewiesen werden – zur Sicherung der digitalen Wettbewerbsfähigkeit Europas in herausfordernden Zeiten, zur Maximierung des Nutzens der Glasfaserinfrastruktur und insbesondere zur Gewährleistung eines schnellen, zuverlässigen und zukunftssicheren drahtlosen Zugangs für Bürgerinnen, Bürger und Unternehmen.\r\nÜber die Unterzeichner:\r\nDer BREKO (Bundesverband Breitbandkommunikation e.V.) vertritt über 500 Unternehmen, darunter mehr als 260 Netzbetreiber, die für über 60 % der Glasfaserabdeckung in Deutschland verantwortlich sind.\r\nDer BDEW (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.) vertritt über 2000 Energie- und Wasserversorger aller Größen. Diese Unternehmen spielen seit Jahren eine Schlüsselrolle beim Ausbau von Glasfaserinfrastruktur, da sie – auch über Tochter- und Schwesterunternehmen – flächendeckend in Netze investieren und diese betreiben.\r\nDer VKU (Verband kommunaler Unternehmen e.V.) vertritt über 1.601 kommunale Versorgungsunternehmen und öffentliche Unternehmen, von denen viele in Glasfasernetze investieren und diese betreiben, um die regionale digitale Infrastruktur zu stärken."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-08-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019491","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines investitionsfreundlichen EU-Rechtsrahmens für digitale Netze (Digital Networks Act)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/65/e7/612567/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080025.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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 11. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzum Call for Evidence der EU-Kommission zum Digital Net-works Act\r\nTransparenzregister-Nr.: 20457441380-38\r\nSeite 2 von 6\r\nEinleitung\r\nDie Europäische Kommission plant mit dem Digital Networks Act (DNA) den EU-Rechtsrahmen für elektronische Kommunikation grundsätzlich zu überarbeiten. Der Zugang zu sicherem, nach-haltigem und gigabitfähigem Internet ist eine Grundvoraussetzung, um die Digitalisierung vo-ranzutreiben und Wettbewerbsfähigkeit sicherzustellen. Hierfür sollen bestehende Regelungen und Berichtspflichten vereinfacht, Frequenzvergabeverfahren und Zugangsbedingungen simpli-fiziert und harmonisiert sowie Wettbewerbsbedingungen verbessert werden.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) hat sich bereits im Rahmen der Konsultation zum Weißbuch der EU-Kommission „Wie können wir den Bedarf an digitaler Infra-struktur in Europa decken?“ beteiligt. Die Mitgliedsunternehmen des BDEW haben in den ver-gangenen Jahren den Glasfaserausbau stark vorangetrieben – oftmals dort, wo es für die großen Telekommunikationsunternehmen lange Zeit nicht ausreichend attraktiv war. Als Teil der alter-nativen Netzbetreiber haben sie bis Ende 2024 61 Prozent des Glasfaserausbaus in Deutschland realisiert.\r\nWir begrüßen die Ambition der EU-Kommission, mit dem DNA die digitale Infrastruktur Europas zukunftssicher zu gestalten. Die Stärkung von Investitionen, Effizienz und Resilienz ist ein wich-tiges Ziel. Entscheidend ist jedoch, dass neue Maßnahmen investitionsfreundlich, praxisnah und an nationale Besonderheiten angepasst, gestaltet werden. Wettbewerb, Marktvielfalt und Kenntnisse über regionale Gegebenheiten sind Grundvoraussetzungen des erfolgreichen Glas-faserausbaus, die durch eventuell überambitionierte Vereinheitlichung und Marktkonsolidie-rungsbestrebungen nicht gefährdet werden dürfen. Der DNA sollte daher auf klare Regeln set-zen, die durch nationale Regierungen und Regulierungsbehörden flexibel an die Stärken der be-stehenden Marktstrukturen angepasst werden können.\r\nVereinfachung und Harmonisierung des Rechtsrahmens\r\nDie Kommission plant, bestehende Berichtspflichten, um bis zu 50 % zu reduzieren, unnötige regulatorische Auflagen abzubauen und verschiedene Rechtsinstrumente – wie etwa die EECC, die BEREC-Verordnung und die Open-Internet-Verordnung – in einem einheitlichen Rechtsrah-men zusammenzuführen. Zudem soll ein einheitlicherer Genehmigungsrahmen geschaffen wer-den, der insbesondere grenzüberschreitende Aktivitäten erleichtert.\r\nDer BDEW begrüßt das Ziel, die derzeit bestehenden umfangreichen Berichtspflichten kritisch zu überprüfen und zu kürzen. Ziel sollte es sein, den erheblichen bürokratischen Aufwand, der derzeit für Mitgliedsunternehmen besteht, abzubauen. Vereinfachte Genehmigungsprozesse – insbesondere, wenn diese zu echten Beschleunigungen führen – sind ebenfalls zu begrüßen. Allerdings sollten hierbei nationale Marktstrukturen und Besonderheiten berücksichtigt\r\nSeite 3 von 6\r\nwerden. In Deutschland bestehen regional verschiedene Versorgungsgrade, Ausbauprozesse und Marktstrukturen. Eine pauschale Veränderung der Antrags- und Genehmigungsprozesse könnte zu Unsicherheiten und somit weiteren Verzögerungen beim Netzausbau führen. Daher sollte der DNA in Form einer Richtlinie ausgestaltet werden, die den Mitgliedstaaten Spielraum zur nationalen Umsetzung lässt, statt starr durch eine Verordnung auf einheitliche Lösungen zu drängen.\r\nSollte sich die EU-Kommission durch grenzüberschreitende Ausbauaktivitäten Skaleneffekte beim Glasfaserausbau versprechen, bezweifeln wir diese Annahme. Tiefbaukosten sind nicht mengenabhängig und daher nicht skalierbar. Entscheidend sind vielmehr Kenntnisse lokaler Be-sonderheiten, regionale Verbindungen, eine effiziente Beschaffung und Bewirtschaftung von Tiefbauressourcen und eine schnelle Nutzung der Netze über Open Access.\r\nFrequenzpolitik und Spektrumsverwaltung\r\nEin zentrales Anliegen der Kommission ist es, die Vergabe und Nutzung von Frequenzen effizi-enter zu gestalten. Hierzu zählen etwa die Stärkung von Peer-Review-Verfahren, die Einführung einheitlicher Verfahren und Bedingungen zur Frequenzvergabe, längere Lizenzlaufzeiten und flexible Genehmigungsmodelle, beispielsweise für Spektrumsteilung. Außerdem sollen Impulse für die Einführung von 6G und eine fairere Regelung des Zugangs zum EU-Markt für Satelliten-netzwerke gesetzt werden.\r\nDer BDEW befürwortet Maßnahmen, die eine effiziente und technologieoffene Nutzung von Frequenzen ermöglichen. Dabei ist es jedoch wichtig, dass neben der internationalen Wettbe-werbsfähigkeit besonders der Wettbewerb innerhalb des Binnenmarktes gestärkt wird.\r\nDer DNA sollte dabei insbesondere der zunehmenden Konvergenz von Fest- und Mobilfunknet-zen (FMC) Rechnung tragen. Privat- und Geschäftskunden verlangen zunehmend integrierte und zuverlässige Dienste aus einer Hand. Die Gesetzgebung muss mit dieser Marktentwicklung Schritt halten. Während Festnetzbetreiber verpflichtet sind, den Zugang zu ihren Netzen zu fai-ren Bedingungen zu gewähren, gilt eine solche Verpflichtung bislang nicht für Mobilfunknetze. Die Regelungslücke ermöglicht es Mobilfunknetzbetreibern, den Wettbewerb einzuschränken und den FMC-Markt zu dominieren – mit negativen Folgen für Preise und Innovationsdynamik. Um dieses Ungleichgewicht aufzulösen, sollte die EU einen fairen und regulierten Zugang zu Mobilfunknetzen auf der Vorleistungsebene einführen – analog zur Regelung im Festnetzbe-reich im Rahmen der Gigabit-Infrastrukturverordnung. Dies würde es mehr Betreibern ermög-lichen, grenzüberschreitende Dienste anzubieten und den europäischen Binnenmarkt zu stär-ken. Gleiche regulatorische Bedingungen sind eine wesentliche Voraussetzung für fairen Wett-bewerb und die Bereitstellung hochwertiger digitaler Produkte für Verbraucherinnen und Ver-braucher in ganz Europa.\r\nSeite 4 von 6\r\nDie Öffnung des 6-GHz-Bandes für WLAN-Nutzung – wie sie etwa in den USA erfolgt ist – wäre ein wichtiger Schritt, um den Mehrwert vorhandener Glasfaserinfrastruktur für die Bürgerinnen und Bürger zu steigern. Gleichzeitig sollte eine Hortung von Spektren dringend vermieden wer-den. Um dies zu vermeiden, sollte konsequent das „use it or lose it“-Prinzip angewandt werden, das sich bereits im deutschen Recht als wirksam erwiesen hat. Die EU-Kommission sollte gleich-zeitig keine einseitige Aufwertung weniger Akteure durch exklusive oder strategisch gestaltete Frequenznutzungsrechte ermöglichen.\r\nWettbewerbsgleichheit und Marktstruktur\r\nMit dem DNA will die Kommission gleiche Wettbewerbsbedingungen für alle Marktteilnehmer schaffen. Dazu gehören Vorschläge zur Förderung der Kooperation im Konnektivitätsökosystem und eine Klärung der Open-Internet-Regeln im Hinblick auf neue, innovative Dienste.\r\nVor dem Hintergrund der immer wiederkehrenden Diskussion zur einseitigen Förderung von European Champions spricht sich der BDEW ausdrücklich gegen Maßnahmen aus, die zu einer strukturellen Marktkonzentration führen könnten. Die Telekommunikationslandschaft in Deutschland ist vielfältig, mit vielen kleineren und mittleren Unternehmen. Diese Marktvielfalt ist kein Hindernis, sondern ein entscheidender Treiber für den Gigabitausbau, denn diese Un-ternehmen fördern Innovationen, verbraucherfreundliche Preise und einen schnellen Infra-strukturausbau. Der Versuch, über eine flexiblere Fusionspolitik Skaleneffekte zu erzeugen, birgt aus Sicht des BDEW erhebliche Risiken für Wettbewerb und Investitionsanreize. Die Kom-mission sollte daher darauf achten, keine strukturellen Wettbewerbsverzerrungen zu fördern und stets die Verhältnismäßigkeit neuer Maßnahmen zu prüfen.\r\nZugangsregulierung und Kupferabschaltung\r\nDie EU-Kommission überlegt, das derzeitige System der ex-ante-Regulierung bei den Zugangs-bedingungen auf nationaler Ebene in Richtung einer ex-post-Regulierung abzuändern. Daher soll nur als Schutzmaßnahme in den Markt eingegriffen werden. Eine Schwächung der ex-ante-Regulierung lehnt der BDEW ab, da diesem Signal eine falsche Vorstellung der derzeitigen Marktverhältnisse – besonders in Deutschland – zugrunde liegt. Eine Regulierung des markt-mächtigen Unternehmens ist für Deutschland weiterhin zwingend erforderlich, da andernfalls kein fairer Wettbewerb sichergestellt werden kann.\r\nDarüber hinaus diskutiert die EU-Kommission die Möglichkeit eines harmonisierten Vorleis-tungszugangsprodukts mit europaweit definierten technischen Eigenschaften einzuführen. Die-ses soll als Standardmaßnahme gegenüber marktmächtigen Betreibern eingesetzt werden kön-nen.\r\nSeite 5 von 6\r\nDer BDEW gibt zu bedenken, dass eine mögliche Harmonisierung von Vorleistungsprodukten ausschließlich die aktive Ebene umfassen und allenfalls ergänzend zu nationalen Abhilfemaß-nahmen gelten sollte. Virtuelle Vorleistungsprodukte können die Investitionssicherheit erhöhen und fördern die Nachhaltigkeit von elektronischen Kommunikationsnetzen, da passive Infra-strukturen nicht überflüssigerweise mehrfach bereitgestellt werden. Erwägungen zum Zugangs-anspruch auf der passiven Ebene lehnen wir hingegen ab, da dieser die Geschäftsmodelle der Erstausbauer gefährden würde. Zudem sind technische Rahmenbedingungen oft standortspe-zifisch: Ein einheitlicher technischer EU-Standard wäre weder sachgerecht noch umsetzbar.\r\nZudem sollen mit dem DNA proaktive Maßnahmen zur Förderung der Kupferabschaltung ergrif-fen werden. Der BDEW unterstützt das Ziel einer schnellen Kupfer-Glas-Migration. Ein starrer EU-weiter Termin für die Abschaltung von Kupfer, ist in der Praxis allerdings nicht realisierbar, da der Glasfaserausbau in vielen Mitgliedsstaaten nicht (bis z.B. 2030) das nötige Ausbauniveau erreicht haben wird. Es sollte ein flexibler Rahmen mit klaren Kriterien festgelegt werden, der national angepasst und durch die NRAs umgesetzt wird. Die Kupfer-Glas-Migration darf dabei nicht zu einem strategischen Instrument marktbeherrschender Anbieter werden. Der BDEW fordert die Einführung eines Rechtsrahmens durch die EU, der die Abschaltung des Kupfernet-zes vorschreibt, wenn in der gleichen Region eine Glasfaserinfrastruktur vorhanden ist. Gleich-zeitig sollte die EU den nationalen Regulierungsbehörden die Möglichkeit geben, den Rechts-rahmen an die lokalen Gegebenheiten anzupassen, um strategische Abschaltungen und Markt-verzerrungen zu vermeiden.\r\nGovernance und Rolle europäischer Institutionen\r\nDie Kommission schlägt vor, die Kompetenzen von BEREC, der RSPG und weiteren EU-Instituti-onen zu erweitern, um die Umsetzung von Maßnahmen stärker koordinieren und steuern zu können.\r\nDer BDEW erkennt den Bedarf an besserer Abstimmung auf EU-Ebene. Klar definierte Zustän-digkeiten sind dabei von hoher Bedeutung. Die Erfahrungen aus der bisherigen Umsetzung zei-gen, dass zusätzliche institutionelle Aufgaben nur dann sinnvoll sind, wenn sie nicht neuen bü-rokratischen Mehraufwand schaffen – für Unternehmen und Institutionen. Die Kommission sollte sich auf Maßnahmen konzentrieren, die gezielt Mehrwert schaffen. Gleiches gilt für Maß-nahmen in den Bereichen der Nachhaltigkeit und Netzsicherheit.\r\nSeite 6 von 6\r\nAnsprechpartner\r\nRichard Kaufmann\r\nFachgebietsleiter Digitale Infrastruktur und Telekommunikation\r\nTelefon: +49 30 300199-1676\r\nE-Mail: richard.kaufmann@bdew.de\r\nSandra Olbrechts\r\nFachgebietsleiterin EU-Wasserrecht,\r\nDigitalisierung und Breitband\r\nTelefon: +32 2 774-5119\r\nE-Mail: sandra.olbrechts@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019493","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung der Nachweispflichten bei Gasimporten im EU-Gesetzgebungsvorhaben zum Phase-Out russischer Erdgasimporte","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6f/18/612569/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080027.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":"Vermerk\r\nSeite 1 von 3\r\nHerausforderungen durch die Nachweispflicht für Gasimporte im Vorschlag der EUKommission\r\nzum Phase-Out russischer Erdgasimporte\r\n17.07.2025\r\nVerteiler: EP, BMWE\r\n1 Einleitung\r\nAm 17. Juni 2025 veröffentlichte die EU-Kommission einen Gesetzesvorschlag zum Phase-Out\r\nvon russischen Erdgasimporten sowie zur Verbesserung der Überwachung potenzieller Energieabhängigkeiten.\r\nDieser Gesetzesvorschlag wurde neben weiteren Vorschlägen am 6. Mai\r\n2025 seitens der EU-Kommission in der Roadmap zum Phase-Out von russischen Energieimporten\r\nangekündigt (s. BDEW-News) mit dem Ziel, die Importe von Erdgas aus der Russischen\r\nFöderation schrittweise bis spätestens 1. Januar 2028 vollständig zu beenden. Der Entwurf\r\nsieht ein Importverbot für neue Gasverträge ab dem 1. Januar 2026 vor, für bestehende kurzfristige\r\nLieferverträge ab dem 17. Juni 2026 sowie für langfristige Lieferverträge spätestens ab\r\nAnfang 2028. Ergänzend zu diesen Verboten werden umfangreiche Informationspflichten für\r\nGasimporteure eingeführt durch Artikel 7, der eine Meldepflicht gegenüber den nationalen\r\nZollbehörden vorsieht. Insbesondere für Gaslieferungen über bestimmte Interconnection\r\nPoints (IP), bei denen ein besonderes Risiko für Gas russischen Ursprungs gesehen wird, fallen\r\nNachweispflichten an.\r\n2 Herausforderungen durch die Nachweispflicht\r\nDer Gesetzesvorschlag führt zu erheblichen praktischen und rechtlichen Herausforderungen\r\nfür die betroffenen Marktakteure verbunden mit einem hohen zusätzlichen administrativen\r\nAufwand. Einerseits werden den Importeuren vielfältige Berichts- und Nachweispflichten auferlegt\r\nfür Pipeline- und LNG-Importe, andererseits enthält der Gesetzesentwurf keine eindeutige\r\nDefinition von direkten und indirekten Gasimporten. Bei Pipeline-Importen über Drittstaaten\r\nwie die Türkei oder Serbien müssen Unternehmen künftig nachweisen, dass das gelieferte\r\nGas nicht aus Russland stammt. In Artikel 7 Absatz 4 wird bei einer Reihe von IPs grundsätzlich\r\nangenommen, dass das Gas russischen Ursprungs ist, sofern kein gegenteiliger Nachweis erbracht\r\nwird. Damit liegt die Beweislast bei den Importeuren. Bislang bleibt unklar, wie dieser\r\npositive Nachweis konkret ausgestaltet sein soll. Zudem sind Nachweise für Importeure von\r\nSeite 2 von 3\r\nPipeline-Gas im Falle der Kontrahierung von Gas am virtuellen Handelspunkt unmöglich zu er-bringen. Das kontrahierte Gas wird in der Pipeline mit anderen Gasmengen gemischt und die Herkunft kann nicht mehr identifiziert werden. Hier müssen zwingend praktikable Lösungen entwickelt und rechtssicher im Gesetz umgesetzt werden.\r\nAuch wer rechtlich als Importeur gilt, ist nicht eindeutig definiert. Damit ist unklar, inwiefern nun alle europäischen Gasimporteure nach Artikel 7 Absatz 1 einen Nachweis zum Ursprung des Gases über die komplette Lieferkette erbringen müssen, auch wenn das Erdgas nicht über einen IP aus Artikel 7 Absatz 4 importiert wurde. Es ist beispielsweise bei Artikel 7 Absatz 1 un-klar, wie ein Nachweis zu erbringen ist bei einer russischen LNG-Lieferung, welche per Schiff nach Libyen geliefert und anschließend per Pipeline in Europa importiert wird. Angesichts der kurzen Umsetzungsfrist der Regulierung bis Ende des Jahres, ist es essenziell, dass diese Un-klarheiten schnellstmöglich aufgeklärt werden und eine klare Definition von Rechten und Pflichten der betroffenen Marktakteure im Gesetz aufgenommen wird. Aufgrund der beschrie-benen Unklarheiten besteht zudem das Risiko, dass das Gesetz zu einem umfassenderen Ver-bot von importiertem Gas führen könnte, als von der EU-Kommission anvisiert oder beabsich-tigt, wenn Importeure nicht in der Lage sind, die erforderlichen Informationen vorzulegen.\r\nHinzu kommt, dass die Einhaltung der Nachweispflichten durch nationale Zollbehörden über-wacht werden soll, ohne dass ein europaweites harmonisiertes Prüfverfahren vorgesehen ist. Eine physische Rückverfolgbarkeit von Molekülen ist bei Erdgas nicht möglich. Trotzdem könnte der Entwurf eine Herkunftsbestätigung auf dieser Ebene verlangen, um den Beweis von nicht-russischem Erdgas zu erbringen. Unternehmen, die auf flexible Handelswege angewiesen sind, sehen sich dadurch mit erheblichen Unsicherheiten konfrontiert. Der Abschluss neuer Verträge ab dem 1. Januar 2026 würde durch den Gesetzesvorschlag zwar nicht verhindert, je-doch durch Artikel 7 Absatz 1 und Absatz 4 deutlich erschwert werden. Bestehende Verträge könnten regulatorische Unsicherheit erfahren, wenn der Positivnachweis aufgrund seiner Komplexität nicht lückenlos erbracht werden kann. Gerade europäische Binnenstaaten wie Ös-terreich, die Slowakei oder Ungarn sind auf eine Vielzahl an Bezugspunkten angewiesen. Ohne praktikable Übergangsregelungen droht der Marktzugang für Importeure mit komplexen Lie-ferketten eingeschränkt zu werden. Dies gilt insbesondere für LNG-Lieferungen, bei denen Zwi-schenstopps und Mischungen unterschiedlicher Herkunftsländer üblich sind.\r\n3 Ausblick\r\nEnergieimporte aus Russland auslaufen zu lassen, ist ein politischer Schritt, um Geldflüsse aus der EU in ein Land zu beenden, das seit über drei Jahren einen Angriffskrieg führt. Die Gasver-sorgung in Deutschland und Europa ist dadurch nicht gefährdet. Ohnehin muss aufgrund der veränderten geopolitischen Weltlage die Diversifizierung der Gasversorgung weiter vorange-trieben werden. Die Restmengen, die heute noch aus Russland in die EU geliefert werden,\r\nSeite 3 von 3\r\nmüssen nun aus anderen Ländern bezogen werden. Hier steht Deutschland und die EU aller-dings im internationalen Wettbewerb. Deswegen muss es weiterhin Ziel sein, Konzentrationsri-siken und einseitige Abhängigkeiten von einzelnen Lieferländern zu vermeiden, um Produkti-ons- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ausgleichen zu können.\r\nAus Sicht der Energiewirtschaft ist es erforderlich, dass die Nachweispflichten eindeutig, pra-xistauglich und unbürokratisch ausgestaltet werden. Zudem sollte Rechtssicherheit und Prakti-kabilität für alle betroffenen Marktakteure durch das Gesetz gewährleistet werden. Wir schla-gen erstens deswegen vor, die Möglichkeit zu prüfen, eine Positivliste von Ländern einzufüh-ren, bei denen ein russischer Ursprung ausgeschlossen werden kann, da diese eigene Import-verbote von russischem Gas durchsetzen. Zweitens sollte es Ziel sein, in der Nachweissystema-tik für indirekte Importe, Ausweichverhalten, z.B. durch die Einbindung weiterer Zwischen-händler oder zu diesem Zweck gegründete bzw. umfunktionierte SVPs (special purpose vehic-les), zu identifizieren und von Beginn an zu verhindern. Zusammen mit einer De-minimis Rege-lung, welche eine Nachweispflicht nur ab bestimmten Mengen verlangt, würde gewährleistet werden, dass für den Großteil des importierten Erdgases, der jetzt schon nicht-russischem Ur-sprungs ist, keine zusätzlichen Nachweispflichten entstünden. Es ist zentral, rechtliche Sicher-heit in Bezug auf Lieferungen aus den USA, Norwegen und anderen Ländern zu schaffen und zudem die Komplexität der Anforderungen einzuschränken. Dazu würden diese Vorschläge dienen. Zudem bedarf es einer engen Abstimmung zwischen Zollbehörden, Kommission und Marktteilnehmern, um praktikable Kontrollmechanismen zu etablieren. Da durch die Metha-nemissionsverordnung ähnliche Vorgaben an Importeure gestellt werden und diese vom BAFA bearbeitet werden, wäre zur Bürokratieentlastung eine Umsetzung der Zollbehörden mit dem BAFA zu begrüßen.\r\nUm eine ausreichende und wettbewerbsfähige Versorgung mit Gas sicherzustellen, müssen zü-gig die Rahmenbedingungen verbessert und die Planungssicherheit u.a. für die langfristige Be-schaffung erhöht werden. Angesichts der geopolitisch hohen Unwägbarkeiten bedarf es so-wohl funktionierender internationaler Märkte als auch bestehender und neuer Partnerschaf-ten. Aufgabe der EU und ihrer Mitgliedstaaten ist es, diese verlässlichen und klaren Rahmen- und Ausgangsbedingungen für einen funktionierenden Markt und Wettbewerb zu schaffen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019498","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines Resilienzprinzips im Energiewirtschaftsrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/57/0b/612571/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080029.pdf","pdfPageCount":29,"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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 28. August 2025\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nResilienz im Energiesektor: Handlungsfelder\r\nund -bedarfe\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 2 von 29\r\nInhalt\r\n1 Ausgangssituation ............................................................................................. 3\r\n2 Resilienz im Energiesektor umfassend betrachten .............................................. 4\r\n3 Schutz Kritischer Infrastrukturen ........................................................................ 8\r\n4 Resilienz eines auf erneuerbaren Energien basierenden Stromsystems.............. 12\r\n5 Produktion und Lieferketten von sauberen Technologien, Komponenten und kritischen Rohstoffen ........................................................................................ 15\r\n6 Resilienz im Bereich gasförmiger Energieträger ................................................. 20\r\n7 Klimaresilienz des Energiesektors ..................................................................... 24\r\n8 Finanzielle, gesamtwirtschaftliche und gesellschaftliche Aspekte ...................... 27\r\n9 Ausblick ............................................................................................................ 29\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 3 von 29\r\n1 Ausgangssituation\r\nSpätestens seit der Energiekrise infolge des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine ist die hohe Bedeutung von Resilienz des europäischen und deutschen Energiesystems in Politik, Wirtschaft und Gesellschaft umfassend deutlich geworden. Während die Energiekrise dank der gemeinsamen Anstrengung der Europäischen Union (EU), der Bundesregierung, Unterneh-men sowie Bürgerinnen und Bürgern erfolgreich bewältigt wurde und die Abhängigkeit von russischen Energieträgern in Deutschland und vielen, wenn auch noch nicht allen, EU- Mitgliedstaaten signifikant verringert bis überwunden wurde, wird die Resilienz des Energie-sektors in seinen vielen Facetten auch weiterhin einen herausragenden Stellenwert behalten.\r\nResilienz muss breit gedacht werden: Sicherheitspolitische Herausforderungen und die neuen geopolitischen und geoökonomischen Realitäten sind ebenso zu berücksichtigen wie der zunehmend rasant fortschreitende Klimawandel mit seinen physischen und gesellschaftli-chen Auswirkungen. Nicht zuletzt sind gesellschaftliche Akzeptanz und Widerstandsfähigkeit die Basis von Resilienz. Wie die Nationale Sicherheitsstrategie (2023) festgehalten hat, sind unsere Wirtschaft und Gesellschaft komplexen Bedrohungen ausgesetzt, zu welchen hybride Angriffe, wie Cyberangriffe, Sabotage und Spionage, auf die Kritischen Infrastrukturen (KRITIS) gehören. Zugleich zählen Energieinfrastrukturen zu den wichtigsten und schützenswertesten KRITIS-Bereichen, da von ihnen weitere KRITIS wie z. B. Kommunikationsnetze, Wasser- und Abwasserversorgung oder die Gesundheitsversorgung abhängen.\r\nGleichzeitig werden Deutschland und die EU auch in Zukunft auf Importe von insbesondere gasförmigen Energieträgern angewiesen sein, womit diverse Lieferkettenrisiken einhergehen können. Dabei tragen Gas- und perspektivisch Wasserstoffspeicher wesentlich zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Importabhängigkeit und Lieferkettenrisiken beste-hen ebenso für die Importe von Energiewendetechnologien und (IT-)Komponenten, die zu ei-nem großen Teil nicht in Deutschland und der EU produziert werden, sowie die Versorgung mit kritischen Rohstoffen, die für die Herstellung von sauberen Technologien unabdingbar sind. Die ausgeprägte Multipolarität und gestiegene Instabilität der globalen Welt(un)ord-nung führt zu geopolitischen Machtkonkurrenzen und geoökonomischem Wettbewerb um Wertschöpfung. Sichtbar wird dies nicht nur im Krieg Russlands gegen die Ukraine, sondern auch in zunehmenden Konflikten um Einflusssphären und in der wachsenden wirtschaftlichen Dominanz Chinas. Mit dem Wegfall der USA als Garant der liberalen Weltordnung und der Un-berechenbarkeit der US-Politik, darunter der protektionistischen Zoll- und Handelspolitik, schwindet eine Hauptgrundlage unseres Wachstums und Wohlstands.\r\nDie Auswirkungen der Transformation hin zu mehr Erneuerbaren Energien, darunter die damit einhergehende stärkere Dezentralität sowie Dargebotsabhängigkeit und steigende\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 4 von 29\r\nAnforderungen an die Energienetze, wie auch sich daraus ableitende Optionen für ein erhöh-tes Maß an Eigenversorgung, müssen bei der Betrachtung der Resilienz des Energiesystems ebenso berücksichtigt werden. Gleichzeitig bleibt das Spannungsverhältnis zwischen Bedar-fen und Kostenstrukturen und damit Wettbewerbsfähigkeit ein Abwägungsprozess.\r\nMit diesem Diskussionspapier regt der BDEW die politische und gesellschaftliche Erörterung wirtschaftlicher, systemischer und operativer Aspekte für ein resilientes Energiesystem an und stellt die Forderungen der Energiewirtschaft für die Stärkung der Resilienz in einzelnen Berei-chen des Energiesystems auf. Es stellt einen Debattenbeitrag dar, der verschiedene Stränge der energiewirtschaftlichen Resilienz zusammenbringt, die bislang noch zu häufig losgelöst voneinander betrachtet werden. Dabei werden sowohl die nationale als auch die europäische Dimension in den Blick genommen. Es richtet sich an Entscheidungsträger/innen in zuständi-gen Ministerien und Behörden, den parlamentarischen Raum sowie wirtschaftliche und zivil-gesellschaftliche Akteure, die sich mit dem Thema Resilienz auseinandersetzen.\r\n2 Resilienz im Energiesektor umfassend betrachten\r\nDefinition, Zielsetzung und Merkmale von Resilienz\r\nResilienz kann definiert werden als die Fähigkeit des Energiesystems, auf externe Ereignisse wie Schocks und Krisen in einer Weise zu reagieren, dass die Versorgungssicherheit aufrecht-erhalten wird, möglichst schnell zum Ursprungszustand zurückzukehren bzw. sich in Richtung eines neuen, stabileren Zustands anzupassen. Dabei steht auch die Frage im Mittelpunkt, wie robust das System als Ganzes bleibt, wenn einzelne seiner Bestandteile betroffen sind. Beson-ders kritisch können Situationen werden, wenn Interdependenzen zwischen Teilsystemen zu Kaskadeneffekten führen, die die Versorgungssicherheit und Stabilität des Gesamtenergiesys-tems gefährden. Ein Schock ist ein plötzliches, unerwartetes Ereignis (z. B. ein Stopp von Ener-gielieferungen oder eine großflächige Störung wichtiger Infrastruktur bspw. durch Überflu-tung) mit kurzfristiger, aber potenziell starker Auswirkung, das eine schnelle Reaktion erfor-dert. Eine Krise ist eine länger andauernde, tiefgreifende Störung eines Systems, die mit an-haltender Unsicherheit und strukturellen Herausforderungen verbunden ist (z. B. verschärfte hybride Angriffslage).\r\nVersorgungssicherheit – als Teil des energiepolitischen Dreiecks – ist die übergreifende Ziel-setzung von Resilienz. Sie ist gegeben, wenn das Gleichgewicht zwischen Energieversorgung und Energiebedarf jederzeit sichergestellt werden kann. Davon unberührt bleibt die Tatsache, dass Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit als die beiden anderen Elemente des energiepoliti-schen Dreiecks immer auch essenzieller Teil energiepolitischer Abwägungen sein müssen. Das gewünschte Absicherungsniveau festzulegen, ist eine staatliche Aufgabe. Dabei ist nicht nur\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 5 von 29\r\nmit Blick auf Redundanz der Grundsatz n-11, sondern auch die Nutzung unterschiedlicher Energieträger und deren Einbettung und Rolle in unterschiedlichen Wertschöpfungsnetzwer-ken zu berücksichtigen. Im Bereich der Stromnetze sind Erzeugungs- und Netzadäquanz sowie Systemstabilität für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit erforderlich. Die nachge-fragte Strommenge muss jederzeit durch entsprechende Erzeugungsleistung und das Vorhan-densein der notwendigen Transportkapazität bedient werden können. Die Systemstabilität umfasst die Einhaltung aller technischen und betrieblichen Grenzwerte während des Normal-betriebs sowie die Fähigkeit, nach dem Auftritt einer Störung zuverlässig zum Normalbetrieb zurückzukehren. Wesentliche Voraussetzung hierfür ist die Bereitstellung der erforderlichen Systemdienstleistungen, wie die Schwarzstartfähigkeit von Einspeisern und Batteriespeichern. Hierfür bedarf es ebenfalls einer dezidierten, hochverfügbaren und schwarzfallfesten Kommu-nikationsinfrastruktur, die auch bei Ausfall der öffentlichen Telekommunikationsnetze intakt bleibt und eine kontinuierliche Steuerung und Überwachung der Netze sowie die Kommunika-tion mit Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen gewährleistet. Die Energiewirtschaft hat hier die notwendigen Voraussetzungen durch den Aufbau eines Kommunikationsnetzes auf Basis der Nutzung der 450 MHz-Frequenz bereits geschaffen.\r\nAls übergeordneter Zweck von Resilienz kann strategische Souveränität angesehen werden, das heißt, die Fähigkeit, eigene – nationale oder europäische – Interessen zu definieren und gemäß diesen zu handeln, ohne dabei übermäßig von externen Akteuren abhängig und dadurch in seiner Handlungsfähigkeit eingeschränkt zu sein.\r\nResiliente Systeme zeichnen sich durch Absorptionsfähigkeit, Wiederherstellungsfähigkeit und Anpassungsfähigkeit aus. Absorptionsfähigkeit bezeichnet die Fähigkeit zur Aufrechter-haltung der Systemkontinuität bei einer Störung. Wiederherstellungsfähigkeit ist die Fähigkeit, die Funktionsleistung nach einer Störung wiederherzustellen und die Auswirkungen rückgän-gig zu machen. Anpassungsfähigkeit bezeichnet die Fähigkeit des Systems, sich langfristig an-zupassen und zu lernen; hierzu können Prozesse und Strukturen verändert oder neue Instru-mente eingeführt werden. Resilienzfaktoren wie Flexibilität, Vorbereitungsfähigkeit, Antizipa-tionsvermögen oder graduelle Erweiterbarkeit können gleichermaßen die Absorptionsfähig-keit, Wiederherstellungsfähigkeit und Anpassungsfähigkeit eines Systems erhöhen.\r\n1 Das (n-1)-Kriterium bezeichnet den Grundsatz, dass beim Ausfall einer Komponente durch Redundanzen der Ausfall des gesamten Systems verhindert wird. Das (n-1)-Kriterium ist ein Grundsatz der deutschen Netzplanung und sorgt für die hohe Netzsicherheit. Die (n-1)-Regel muss bei maximaler Auslastung gegeben sein.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 6 von 29\r\nGrundprinzipien eines resilienten Energiesystems\r\nFür Maßnahmen, die auf die Stärkung von Resilienz abzielen, sind aus der Perspektive der Energiewirtschaft eine Reihe von Grundprinzipien anzuwenden. Dazu gehören:\r\n›\r\nDer Dreiklang aus 1) Vorsorge für mögliche Schocks und Krisen; 2) Vorbereitung auf effek-tive Krisenbewältigung, auch bei unvorhersehbaren Ereignissen; 3) kontinuierliche Analyse und Monitoring. Hierzu gehört auch die Entwicklung und fortlaufende Verbesserung von Risikominderungs- und Resilienzstrategien.\r\n›\r\nKlarheit bei einzelnen Maßnahmen, wieviel Verantwortung Verbraucherinnen und Ver-braucher, Unternehmen und der Staat jeweils tragen. Unternehmen können nur jene Risi-ken tragen, die ihren wirtschaftlichen Fortbestand nicht gefährden bzw. die versicherbar sind. Den Unternehmen dürfen keine Aufgaben übertragen werden, die eine Verschiebung des staatlichen Gewaltmonopols bedeuten würden.\r\n›\r\nDas Verständnis, dass Resilienz im Rahmen der jeweiligen Rollen in der geteilten Verant-wortung der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten und ihrer zuständigen Behörden sowie der EU liegt. Dieses dreistufige System – 1) Energieunternehmen; 2) Mitgliedstaaten (inklusive Länder und Kommunen in ihren jeweiligen Zuständigkeiten); 3) EU – sollte weiter gestärkt werden. Darüber hinaus sollten sich auch die Bürgerinnen und Bürger durch Vor-sorge auf unerwartete Ereignisse vorbereiten, denn Resilienz ist eine Gesellschaftsaufgabe.\r\n›\r\nDie zentrale Bedeutung der europäischen Dimension. Resilienz sollte zusammen mit der Stärkung des EU-Energiebinnenmarkts, aber auch mit europäischer Industrie-, Handels- und Sicherheitspolitik gedacht werden. Ein kohärenter europäischer Rahmen mit einheitli-chen Mindeststandards, Definitionen, Vorkehrungen zu Krisenvorsorge und -management wie auch zur Klimafolgenanpassung, sowie handels-, industrie- und außenpolitischer Beglei-tung ist positiv und wichtig.2 Auch die Koordinierung mit Nachbarstaaten ist essenziell.\r\n›\r\nDas Prinzip, marktliche Mechanismen (mit Ausnahme staatlich regulierter Bereiche) so lange wie möglich aufrecht zu erhalten und hoheitliche Eingriffe ausschließlich als ultima ratio einzusetzen. Preise sind, gerade auch in Krisen, ein wichtiges Steuerungsinstrument. In den Bereichen, in welchen es staatlich gesetzter Anreize bedarf, um das gewünschte Ni-veau von Versorgungssicherheit zu erreichen, sind diese, entsprechend befristet, so auszu-gestalten, dass Fehlanreize vermieden werden.\r\n2 Siehe BDEW-Positionspapier „Zur Evaluierung des EU-Rahmens für die Energieversorgungssicherheit, Konsultation der Europäischen Kom-mission vom 3. September 2024” (https://www.bdew.de/media/documents/BDEW-Grundpositionen_zur_EU-Kons_Energiesicher-heit_20241126_final-dt_oA.pdf).\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 7 von 29\r\n›\r\nRegelungen, Instrumente und Maßnahmen müssen umsetzbar sein. Wichtig ist, dass alle Beteiligten diese kennen, ihre Verantwortlichkeiten verstehen und anwenden können.\r\nResilienz in einzelnen Bereichen des Energiesystems und Synergien\r\nUnter Beachtung der oben genannten Grundprinzipien sind Resilienzmaßnahmen in den ein-zelnen Bereichen des Energiesystems jeweils spezifisch auszugestalten. Aus BDEW-Sicht lassen sich folgende Bereiche identifizieren:\r\n›\r\nAuf Erneuerbaren Energien basierendes Stromsystem, inklusive der Stromerzeugungsanla-gen, Stromnetze und Speicher.\r\n›\r\nVersorgung mit gasförmigen Energieträgern: Für einen Zeitraum mit Gas/LNG, zudem mit Biomethan und perspektivisch mit Wasserstoff und seinen Derivaten, einschließlich Im-porte und heimischer Erzeugung, Gas- und perspektivisch Wasserstoffnetze und -speicher.\r\n›\r\nProduktion, Verfügbarkeit und Lieferketten von Energiewendetechnologien, (IT-)Kompo-nenten und kritischen Rohstoffen, die für die Herstellung von sauberen Technologien not-wendig sind.\r\n›\r\nSchutz Kritischer Infrastrukturen (KRITIS) vor physischen Angriffen, Cyberangriffen und Sa-botage.\r\n›\r\nKlimaresilienz von Energieanlagen und -infrastrukturen.\r\nSchnittstellen, Zusammenhänge und Abhängigkeiten zwischen den einzelnen Bereichen, da-runter in Form von Sektorkopplung, Energieträgerkopplung (Strom/Wasserstoff) und komple-mentären Infrastrukturen sind dabei unbedingt zu berücksichtigen. Auch eine resiliente Ver-sorgung mit Raffinerieprodukten wie Diesel, Kerosin und anderen ist von Bedeutung – insbe-sondere im Krisen- und Verteidigungsfall. Zukünftig umfasst dies ausdrücklich auch stromba-sierte synthetische Kraftstoffe (E-Fuels) als relevante Komponente der Dekarbonisierung. Da-neben gibt es eine Reihe von gesamtwirtschaftlichen, finanziellen und gesellschaftlichen As-pekten, die von Relevanz für die Resilienz des Energiesektors sind. Entscheidend für die Be-stimmung der ggf. notwendigen Handlungsbedarfe ist auch ein gemeinsamer Szenariorah-men, der beschreibt, welche Ausprägungen mögliche Herausforderungen in welchem Zeitrah-men und mit welcher Wahrscheinlichkeit annehmen können. Hier sollte explizit auf die bereits vorliegenden bzw. permanent weiterentwickelten Arbeiten zurückgegriffen werden. Wo wei-tergehende Szenarien benötigt werden, sollte dies in einem breit abgestimmten Angang erar-beitet werden.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 8 von 29\r\n3 Schutz Kritischer Infrastrukturen\r\nBestehende Anforderungen an den Schutz Kritischer Infrastrukturen (KRITIS) – der Informati-onssicherheit, Business Continuity Management und physische Sicherheit umfasst – zahlen schon heute vor allem auf die Wiederherstellungsfähigkeit und Anpassungsfähigkeit im Rah-men spezifischer Risikobehandlungen ein und damit auf zwei wesentliche Resilienzfähigkeiten. Grundlage hierfür sind Risikominderungsstrategien. Allerdings beziehen sich Risikominde-rungsstrategien auf konkrete vorhersehbare Risiken, während Resilienzstrategien darauf ab-zielen, ein System so zu stärken, dass dieses auch auf unerwartete Ereignisse flexibel reagie-ren und in seiner Gesamtheit funktionsfähig bleiben kann, wenn Teilsysteme ausfallen. Kom-binierte Strategien erzielen dabei zur Stärkung von Absorptionsfähigkeit, Wiederherstellungs-fähigkeit und Anpassungsfähigkeit von Systemen die besten Ergebnisse. Aufgrund der Dynami-sierung klimabezogener sowie sicherheitspolitischer Ereignisse ist jedoch davon auszugehen, dass der Prognosewert konkreter Risikoszenarien abnehmen kann. Deshalb sollte künftig den Ansätzen von Resilienzstrategien eine größere Bedeutung beigemessen werden. Dieser Para-digmenwechsel von der Sicherheit hin zur Resilienz zeichnet sich schon heute ab – unter an-derem durch die Pflicht zur Berücksichtigung des All-Gefahren-Ansatzes gemäß EU-Richtlinien zum Schutz Kritischer Infrastrukturen (CER-RL) und der NIS-2-Richtlinie (NIS-2-RL). Business Continuity Management (BCM) bildet dabei eine geeignete Grundlage zur Identifikation und\r\nResilienz im Energiesystem umfassend betrachten\r\n›\r\nEin resilientes Energiesystem ist eine wichtige Grundlage der strategischen Souveränität von Deutschland und Europa.\r\n›\r\nVersorgungssicherheit ist die übergreifende Zielsetzung eines resilienten Energiesys-tems. Resiliente Systeme sind durch Absorptionsfähigkeit, Wiederherstellungsfähigkeit und Anpassungsfähigkeit gekennzeichnet.\r\n›\r\nZu den Grundprinzipien von Resilienz gehören der Dreiklang aus Vorsorge, Vorbereitung auf Krisenbewältigung und Monitoring; eine klare Aufteilung von Verantwortlichkeiten zwischen der EU-Ebene, nationaler, Länder- und kommunaler Ebene sowie zwischen Staat, Unternehmen und Verbraucher/innen; sowie die längstmögliche Aufrechterhal-tung von Marktmechanismen (außer in staatlich regulierten Bereichen).\r\n›\r\nInterdependenzen zwischen Teilbereichen des Energiesystems in Form von Sektorkopp-lung, Energieträgerkopplung und komplementären Infrastrukturen müssen stärker in den Blick genommen werden.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 9 von 29\r\nUmsetzung von Resilienzstrategien und -maßnahmen. Die Energiewirtschaft ist in der BCM-Anwendung in weiten Teilen bereits gut aufgestellt.\r\nVor diesem Hintergrund lässt sich eine Reihe von Handlungsempfehlungen für einen Fähig-keitsaufwuchs bei der Resilienz von KRITIS identifizieren:\r\n›\r\nStärkung der Zusammenarbeit zwischen Staat und Wirtschaft: Ein vertrauensvoller und bidirektionaler Informationsaustausch muss vor dem Hintergrund der sicherheitspoliti-schen Lage zwischen der Bundeswehr, Sicherheitsbehörden, relevanten Bundesbehörden und der Wirtschaft durch geeignete Strukturen verstetigt werden. Er muss durch die Mög-lichkeit zur Sicherheitsüberprüfung von Geheimnisträgern der Branchenverbände und der Wirtschaftsunternehmen im Rahmen einer Novellierung der Sicherheitsüberprüfungsfest-stellungsverordnung sowie die Möglichkeit zur freiwilligen Überprüfung der Vertrauens-würdigkeit von Mitarbeitenden, die in sicherheitsrelevanten Unternehmensbereichen tätig sind, abgesichert werden. Bei der Zusammenarbeit von Staat und Wirtschaft sollte auf den guten Erfahrungen im Bereich der Cybersicherheit aufgebaut werden. Formate wie die öf-fentlich-private Unabhängige Partnerschaft UP KRITIS leisten einen großen Beitrag zur Si-cherheit und Resilienz. Eine flächendeckende, schwarzfallfeste Krisen- und Notfallkommu-nikation muss zudem stärker in den Fokus gerückt werden. Hier sollten auch die Feuerweh-ren und das Technische Hilfswerk in den Dialog eingebunden werden, die über wertvolles Know-How in den Bereichen Gefahrenabwehr und Krisenbewältigung verfügen.\r\n›\r\nLagebewusstsein und eine multi-dimensionale Lagebilderstellung sind wichtige Vorausset-zungen für die Resilienz in KRITIS. Aktuell sind diese noch nicht ausreichend gegeben. Hier-bei sollte auch im Sinne einer antizipierenden Lagebildbewertung der Informationsraum Berücksichtigung finden, damit Muster hybrider Strategien sichtbar gemacht werden kön-nen. Dabei kommt auch der Nutzung von Open-Source-Intelligence und künstlicher Intelli-genz eine wichtige Rolle zu. Insbesondere sollte der Bund unter Einbeziehung der Energie- und Wasserwirtschaft zeitnah die rechtlichen, technischen und finanziellen Voraussetzun-gen für eine effektive Detektion von Drohnen schaffen. Diese müssen systematisch in Lage-bildern abgebildet werden können. Zur Absicherung betriebsinterner Daten muss in den Unternehmen selbst das Bewusstsein für den Umgang mit sensiblen Informationen und Da-ten intern sowie extern geschärft und an die neue Bedrohungslage asymmetrischer Kon-flikte angepasst werden; dies schließt auch das Thema Personal und Zugang zu kritischen Unternehmensräumen bzw. -bereichen ein.\r\n›\r\nDie behördlichen Zuständigkeiten sind zurzeit nicht geeignet, um ein reibungsloses Krisen-management, insbesondere bei Offshore-Infrastrukturen, zu ermöglichen. Klare behördli-che Zuständigkeiten sowie Vereinheitlichung von Nachweisen leisten einen Beitrag zur\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 10 von 29\r\nStärkung der Resilienz\r\nvon KRITIS. Dies sollte insbesondere bei der aufeinander abge-stimmten Umsetzung der NIS-2- und CER-Richtlinie berücksichtigt werden.\r\n›\r\nZudem stellen die zunehmenden bürokratischen Belastungen beim KRITIS-Schutz eine Her-ausforderung dar, nicht zuletzt, weil die knappe Ressource Sicherheitspersonal durch admi-nistrative Aufgaben gegenüber teilweise unterschiedlichen Behörden gebunden wird. Büro-kratieabbau und Vereinfachungen sind daher dringend erforderlich. Parallel braucht es in den Unternehmen weitere Ressourcen für den Kompetenzaufbau, darunter zur Cyber-Risi-kokompetenz. Eine bürokratiearme Umsetzung des KRITIS-Dachgesetzes muss so schnell wie möglich erfolgen.\r\n›\r\nMit Blick auf die hybride Lage und eine resiliente Gesamtverteidigung müssen für die Energie- und Wasserwirtschaft geeignete Regelungen und Voraussetzungen für die Finan-zierung von neuen Schutzsystemen und nicht-beeinflussbaren Kosten geschaffen werden. Die Infrastrukturen der Energie- und Wasserversorgung sind für die Bundeswehr und ihre Verbündeten im Rahmen des Host Nation Supports, des Operationsplans Deutschland und für die Produktion der Sicherheits- und Verteidigungsindustrie essenziell.\r\n›\r\nZum Schutz der KRITIS sollten Anpassungen im europäischen Recht und im nationalen Recht hinsichtlich der Veröffentlichung von Daten sowie der Beteiligung der Öffentlichkeit vorgenommen werden. Netzbetreiber sind verpflichtet, umfangreiche Stamm- und Bewe-gungsdaten über Transparenzplattformen (z. B. BNetzA-Marktstammdatenregister) sowie geobasierte Infrastrukturdaten im Rahmen von Planfeststellungs- und Netzentwicklungs-verfahren öffentlich zugänglich zu machen. Diese veröffentlichungspflichtigen Daten kön-nen für die Vorbereitung und Planung von Sabotagehandlungen durch Dritte genutzt wer-den. Die Veröffentlichung von Stamm- und Bewegungsdaten stellt daher ein nicht zu unter-schätzendes Risiko dar.\r\nIT-Sicherheit, kritische IT-Komponenten und ganzheitliche Cybersicherheit für Anlagen und Netze\r\nEin europäischer Rahmen für IT-Sicherheit ist von zentraler Bedeutung. Der Cyber Resilience Act schafft die Grundlage für einheitliche europäische Anforderungen und Zertifizierungsver-fahren, die Hersteller verbindlich erfüllen müssen. Europaweit geltende Standards sind essen-ziell, um Vertrauen in die IT-Sicherheit digitaler Komponenten herstellerunabhängig zu si-chern und geopolitisch motivierte Risiken zu minimieren. Die Anforderungen an IT-Sicherheit dürfen dabei nicht isoliert betrachtet werden. Es geht auch um strategische Resilienz und das Vertrauen gegenüber Herstellern: Etwa bei der Frage, ob Hersteller aus Drittstaaten gezielt\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 11 von 29\r\nEinfluss auf Betrieb und Wartung nehmen könnten. Handelspolitische Regelungen und Über-einkünfte, insbesondere mit China wie auch den USA, müssen diese Risiken adressieren.\r\nIn den letzten Monaten haben sich Diskussionen rund um Sicherheitsrisiken im Zusammenhang mit PV-Wechselrichtern, die von chinesischen Servern kontrolliert werden, insbesondere mit Blick auf mögliche Gefahren von Cyberangriffen auf Anlagen und Netze, intensiviert. Um solche Risiken zu adressieren, sind einheitliche Cyber- und Produktsicherheitsstandards auf EU-Ebene sinnvoll, müssen aber auch übergreifend hin zur strategischen Resilienz im Umgang mit Herstel-lern entwickelt werden. Insbesondere mittlere und kleinere Energieversorgungsunternehmen haben Herausforderungen, die Sicherheit von Komponenten zu beurteilen und brauchen klare, zentrale Regelungen, die einen verlässlichen Rahmen bieten. Grundsätzlich ist zu beobachten, dass im Markt für vernetzte Komponenten wie PV-Wechselrichter verschiedene Hersteller aktiv sind, darunter auch europäische und deutsche Unternehmen. Die tatsächliche Marktdurchdrin-gung ist nur schwer exakt zu beziffern. Eine fundierte und differenzierte Betrachtung ist ent-scheidend, um reale Abhängigkeiten richtig einzuordnen und zu adressieren.\r\nAuf der Seite der Energienetze und kritischer Energieanlagen haben sich die IT-Sicherheitska-taloge der BNetzA, die aktuell überarbeitet und vereinheitlicht werden, bewährt. Für einen der Digitalisierung und der Energiewende gewachsenen sicheren Netzbetrieb kann es nicht al-lein um die IT-Sicherheit einzelner Produkte und Dienstleistungen gehen. Es ist wichtig, die Be-trachtung nicht nur auf einen abgegrenzten Bereich der IT-Sicherheit zu reduzieren, sondern IT-Prozesse und Informationssicherheit vor dem Hintergrund von netz- und anlagenbetriebli-chen Aspekten sowie organisatorischen und personellen Abläufen ganzheitlich zu betrachten, einschließlich der digitalen und der analogen Prozesse in den Versorgungsunternehmen. Die Energiewirtschaft setzt sich dafür ein, dass im Rahmen der Umsetzung der NIS-2-Richtlinie auch Dienstleister und Lieferanten unter die IT-Sicherheitskataloge fallen, sofern sie poten-ziell Einfluss auf den sicheren Netz- und Anlagenbetrieb haben. Zudem sollte bei den Nach-weisen gegenüber der BNetzA und dem BSI eine Vereinheitlichung der Anforderungen erfol-gen. Das ist zentral für den Abbau von Bürokratie, der nicht nur ein Kostenfaktor, sondern auch Chance für die Sicherheit darstellt.\r\nSchutz Kritischer Infrastrukturen\r\n›\r\nDie Zusammenarbeit zwischen der Bundeswehr, Sicherheitsbehörden, relevanten Bun-desbehörden und der Wirtschaft muss gestärkt werden. Es braucht u. a. die Möglichkeit zur Sicherheitsüberprüfung von Geheimnisträgern von Branchenverbänden und Unter-nehmen.\r\n›\r\nDie multi-dimensionale Lagebilderstellung muss deutlich verbessert werden. Es braucht rechtliche, technische und finanzielle Voraussetzungen für eine effektive Detektion von Drohnen. Der Informationsraum muss Berücksichtigung finden.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 12 von 29\r\n4 Resilienz eines auf erneuerbaren Energien basierenden Stromsystems\r\nDie erneuerbaren Energien liefern im künftigen Energiesystem den Grundbaustein der klima-neutralen Energieversorgung. Die Transformation der Stromerzeugung hin zu erneuerbaren Energiequellen hat das Potenzial, die Resilienz des Energiesystems als Ganzes zu erhöhen – auch wenn es hier keinen Automatismus gibt. Ein Grund dafür ist die zunehmende Dezentrali-tät der Stromversorgung, wodurch Ausfälle einzelner Anlagen, bspw. aufgrund von Cyberan-griffen oder Sabotage, geringere Auswirkungen haben, als das bei wenigen großen Kraftwer-ken der Fall ist (auch wenn Dezentralität auch Herausforderungen, wie die Notwendigkeit ei-nes flächendeckenden Smart-Meter-Ausbaus, mit sich bringt). Es ist essenziell, dass der aktu-ell festgelegte Ausbaupfad der erneuerbaren Energien beibehalten wird. Wichtig ist dabei, den Ausbau erneuerbarer Energien und des Stromnetzes noch besser in Einklang zu bringen und sich stärker am Ertrag und an den Kosten für die Systemintegration zu orientieren.\r\nGleichzeitig steigt der Bedarf an digitaler Koordinierung und Steuerung von Angebot und Nachfrage, den es in den kommenden Jahren gesichert zu decken gilt. Die Stromerzeugung muss auch in Wind- und Solarmangelzeiten sichergestellt sein, in Zukunft, spätestens ab 2038, ohne Kohlekraftwerke. Dafür ist essenziell, dass ausreichend gesicherte Leistung vorhanden ist. Die Ausschreibungen für neue (wasserstofffähige) Gaskraftwerke (wie auch Biomethan-kraftwerke) in Deutschland müssen daher so schnell wie möglich erfolgen. In diesem Zusam-menhang spielt auch die Kraft-Wärme-Kopplung eine wichtige Rolle. Ab spätestens 2028 ist zum Zweck der Versorgungssicherheit und Resilienz im Strombereich die Einführung eines\r\n›\r\nKlare behördliche Zuständigkeiten, Vereinheitlichung und Vereinfachung bei Nachwei-sen sowie Bürokratieabbau sind notwendig. Dies ist insbesondere bei der Umsetzung von NIS2- und CER-Richtlinien zu berücksichtigen.\r\n›\r\nEs müssen geeignete Regelungen für die Finanzierung von neuen Schutzsystemen und nicht-beeinflussbaren Kosten geschaffen werden.\r\n›\r\nEuropaweit geltende Standards für die IT-Sicherheit digitaler Komponenten sind essen-ziell. Anforderungen an IT-Sicherheit dürfen nicht isoliert betrachtet werden, sondern müssen Teil von handelspolitischen Übereinkünften sein.\r\n›\r\nIT-Prozesse und Informationssicherheit müssen im Zusammenspiel mit betrieblichen und organisatorischen Abläufen ganzheitlich betrachtet werden. Im Rahmen der Umset-zung der NIS2-Richtlinie sollten auch Dienstleister unter IT-Sicherheitskataloge fallen.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 13 von 29\r\nKapazitätsmarkts erforderlich.3 Darüber hinaus müssen Flexibilitäten, die das Netz und das gesamte Energiesystem stabilisieren und Kosten senken können, wie Speichertechnologien, z. B. Batterie-, Gas-, Wasserstoff-, Wärmespeicher und Pumpspeicherwerke, und Technolo-gien der Sektorenkopplung systemisch mitgedacht und durch kluge Marktmechanismen an netzdienlichen Standorten angereizt werden. Eine Beschleunigung der Digitalisierung ist not-wendig.\r\nNicht zuletzt stellt der Umbau der Erzeugung hin zu einem dezentralen, klimaneutralen Sys-tem die Stromnetze vor große Herausforderung. Dies betrifft zum einen den notwendigen Netzausbau. Zum anderen müssen jederzeit die notwendigen Systemdienstleistungen zur Verfügung stehen, um die Systemstabilität auch in Zukunft zu gewährleisten. Systemdienst-leistungen, wie die Schwarzstartfähigkeit von Einspeisern und Batteriespeichern, sind eben-falls erforderlich, um nach einer Störung die Versorgung wiederherstellen zu können. Stabile und sichere Stromnetze spielen eine Schlüsselrolle für die Resilienz der Stromversorgung und sind das Rückgrat der Energiewende. Angesichts zunehmender Extremwetterereignisse, Cy-berrisiken und volatiler Lastflüsse durch erneuerbare Energien steigen die Anforderungen an robuste und adaptive Netzstrukturen stark. Auch in einem sich wandelnden Stromsystem mit steigenden Anteilen der erneuerbaren Energien sind Netzplanung und -betrieb weiterhin so zu gestalten, dass die Versorgung zu jeder Zeit gesichert ist. Hier bedarf es eines systemischen, koordinierten Vorgehens, das Netze, Erzeugung und Lasten in einer integrierten Netzplanung unter Einbezug der Potenziale der erneuerbaren Energien zusammenbringt. Es ist richtig, dass die Systemeffizienz beim Ausbau von erneuerbaren Energien und Stromnetzen zunehmend in den Fokus gerückt ist. Diese darf zugleich nicht auf Kosten der Systemsicherheit und -integra-tion und des notwendigen Netzausbaus gehen. Die Netze müssen nicht nur gegen physische und Cyber-Bedrohungen geschützt, sondern auch an Klimaveränderungen angepasst werden. Insbesondere Starkregenereignisse sowie (durch Dürre und Hitze begünstigte) Brände stellen neue Herausforderungen an die Netzinfrastruktur dar. Um die Netze zu wappnen, benötigen die Netzbetreiber die entsprechenden finanziellen Ressourcen. Wichtig ist ein international wettbewerbsfähiger regulatorischer Rahmen mit einer für Investoren auskömmlichen regula-torischen Verzinsung und Sicherstellung einer adäquaten Abbildung der laufenden Kosten.\r\n3 Siehe BDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“ (https://www.bdew.de/service/stellungnahmen/bdew-stellungnahme-zum-bmwk-papier-strommarktdesign-der-zukunft/).\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 14 von 29\r\nDas von der EU-Kommission Ende 2025 vorgesehene europäische „Grids Package”, das neben Strom- und Gasinfrastruktur auch Maßnahmen für eine Wasserstoff-Infrastruktur, Offshore-Netze und Projekte von gegenseitigem Interesse (PCIs) mit EU-Anrainerstaaten umfasst, kann hier wichtige Akzente setzen. Europäische Interkonnektoren spielen eine zentrale Rolle für die deutsche und europäische Versorgungssicherheit und damit für die Energieresilienz. Eine starke Vernetzung ermöglicht einen effizienten Energieaustausch, insbesondere bei Versor-gungsengpässen, und hilft, regionale Überkapazitäten auszugleichen. Das erhöht die Stabilität, Anpassungsfähigkeit und Flexibilität des gesamten europäischen Stromsystems und trägt zur Erreichung der Klimaziele bei, da Interkonnektoren eine optimale Nutzung sauberer Energie-quellen unterstützen. Gut ausgebaute Strominterkonnektoren fördern den innereuropäischen Energiehandel, was die Abhängigkeiten von außereuropäischen Energieimporten verringern kann. Der BDEW begrüßt daher auf europäischer Ebene einen weiterhin beschleunigten Aus-bau von Interkonnektoren.\r\nResilienz eines auf Erneuerbaren Energien basierenden Stromsystems\r\n›\r\nDie Transformation des Energiesystems hin zu erneuerbaren Energien hat, unter ande-rem durch eine stärkere Dezentralität der Versorgung, das Potenzial, die Resilienz zu er-höhen.\r\n›\r\nDer aktuelle Ausbaupfad der erneuerbaren Energien muss beibehalten werden, mit ei-ner stärkeren Orientierung am Ertrag und einer engeren Verzahnung mit dem Netzaus-bau. Es bedarf eines systemischen Vorgehens, das Netze, Erzeugung in einer integrier-ten Planung zusammenbringt.\r\n›\r\nEs muss für ausreichend gesicherte Leistung gesorgt werden, unter anderem durch neue (wasserstofffähige) Gaskraftwerke.\r\n›\r\nFlexibilitäten müssen systemisch mitgedacht und durch kluge Marktmechanismen an-gereizt werden.\r\n›\r\nStromnetze können auch mit vollständig erneuerbarer Einspeisung sicher betrieben werden, soweit ausreichend Systemdienstleistungen zur Verfügung stehen. Hierzu braucht es praxistaugliche technische Mindestanforderungen und effiziente Marktin-strumente.\r\n›\r\nDer Ausbau von europäischen Interkonnektoren muss weiter beschleunigt werden.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 15 von 29\r\n5 Produktion und Lieferketten von sauberen Technologien, Komponenten und kritischen Rohstoffen\r\nDie Stärkung der Produktion von sauberen Technologien und (IT-)Komponenten für Energie-wendetechnologien in Deutschland und der EU gehört zu den zentralen Aufgabenfeldern für die Stärkung der Resilienz der Energiewende. Ein starker europäischer Clean Tech-Sektor ist als eine der wichtigsten Zukunftsindustrien zudem ein Kernbaustein für die globale Wettbe-werbsfähigkeit, Innovationskraft und Technologieführerschaft der EU.\r\nZu starke einseitige Abhängigkeiten in den Lieferketten bergen – neben außen- und sicher-heitspolitischen Risiken – Risiken für den Verlauf der Energiewende, einschließlich Preisrisi-ken bei monopolartigen Strukturen und Ausfallrisiken aufgrund von z. B. geopolitischen Ent-wicklungen. Wo es möglich ist, müssen einseitige Abhängigkeiten verhindert oder signifikant reduziert werden. Allerdings muss anerkannt werden, dass die Möglichkeiten der Diversifizie-rung bei bestimmten Technologien, Komponenten und kritischen Rohstoffen aktuell bzw. auf kurz- oder mittelfristige Sicht nur stark begrenzt sind (z. B. PV, einige Seltene Erden). In solchen Fällen müssen die bestehenden Abhängigkeiten zumindest von strategischen Risiko-management- und Resilienzstrategien sowie kontinuierlichem Monitoring begleitet und auf langfristige Sicht die Bemühungen intensiviert werden, sich diversifizierter bzw. unabhängiger aufzustellen.\r\nDie Verabschiedung des Net Zero Industry Acts (NZIA) sowie der Delegierten Rechtsakte zu seiner Umsetzung war ein notwendiger und wichtiger politischer Schritt zur Stärkung von eu-ropäischen Produktionskapazitäten von Netto-Null-Technologien. Der NZIA verfolgt das Ziel, dass die EU bis 2030 40 % ihres jährlichen Bedarfs an Netto-Null-Technologien aus eigener Produktion bereitstellen kann. Allerdings fördert diese Gesetzgebung in der konkreten Ausge-staltung weitere Komplexität im Ausschreibungsdesign, was genau beobachtet und ggf. über-arbeitet werden muss. Zudem können der Erhalt und der Aus- und Wiederaufbau von Produk-tionsstandorten für saubere Technologien nicht allein durch regulatorische Maßnahmen wie NZIA-Kriterien erreicht werden. Hier sind zusätzlich langfristige finanzielle Anreize sowie stra-tegische und übergreifende Ansätze notwendig. Im Sinne der langfristigen Planungs- und In-vestitionssicherheit für Unternehmen und Industrien braucht es zudem klare und pragmati-sche Zielsetzungen im Bereich Klima und für den Ausbau der erneuerbaren Energien, darunter für das Jahr 2040, und das verbindliche politische Bekenntnis, diese einzuhalten. Durch maß-stabsgerechte Maßnahmen wie Investitionsabsicherungsinstrumente, Kreditprogramme, Son-derabschreibungen, Steuererleichterungen und direkte Förderung auf EU- sowie nationaler Ebene muss sichergestellt werden, dass der Beitrag zur Resilienz nicht allein durch Unterneh-men der Energiewirtschaft getragen, sondern als gesamtgesellschaftliche Aufgabe EU-weit für alle strategisch wichtigen Wirtschaftsbereiche wahrgenommen wird.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 16 von 29\r\nDer Ausbau eines effektiven Recyclings und die Schaffung von Reparaturfähigkeit stellen ei-nen essenziellen Beitrag zur Resilienz dar. Wichtig sind unter anderem die Schaffung eines er-möglichenden Rechtsrahmens und die Bildung von Industrieallianzen. Dies würde es erlauben, Rohstoffe im europäischen Wirtschaftsraum zu behalten sowie die Gesamtenergie- und Klimabilanz weiter verbessern.\r\nPhotovoltaik\r\nDie globale PV-Industrie hat in den letzten beiden Jahrzehnten, ursprünglich angefacht durch das deutsche EEG, einen Entwicklungs- und Konzentrationsprozess durchlaufen, bei dem es China durch konsequente produktionsseitige Förderung und Hochskalierung gelungen ist, den PV-Sektor zu monopolisieren. Die deutsche und europäische Solarindustrie hat nur noch äu-ßerst geringe Kapazitäten. Die sinkenden Kosten der PV-Module sind zwar ein wichtiger Be-schleuniger für die globale Energiewende und deren Kostendegression. Aufgrund der hohen Gefahr politischer Instrumentalisierung und der großen Bedeutung von Technologiekompe-tenz auf diesem Gebiet sollte aber dennoch das strategische Ziel einer solaren Wertschöp-fungskette in Europa aufrechterhalten werden. Angesichts der chinesischen Marktdominanz und protektionistischer Markteingriffe in unter anderem den USA und Indien sind eine realisti-sche Einschätzung der Möglichkeiten von Förderungen und deren klare, zweckgebundene Ziel-definition wichtig. Hier ist rasches Handeln angezeigt, um die noch verbleibende europäische Solarbranche sowie technologische Spitzenkompetenz nicht vollständig zu verlieren.\r\nSolange die EU und die Mitgliedstaaten nicht ausreichend wirksame industriepolitische Maß-nahmen, darunter finanzielle Anreize, schaffen, um die Produktionskapazität innerhalb der EU wieder aufzubauen und wettbewerbsfähig zu machen, gibt es wenig realistische Alternativen, als weiterhin zu einem überwiegenden Teil auf PV-Module von Anbietern aus China zurück-greifen zu müssen. Wenn die Resilienzanforderungen aus dem NZIA als Präqualifikationskrite-rien umgesetzt werden, gibt es ein bedeutendes Risiko, dass die Ausschreibungen im PV-Be-reich kurz- und mittelfristig nicht ausreichend Bieterinteresse hervorrufen werden. Die NZIA-Resilienzanforderungen setzen eine diversifiziertere Lieferkette voraus. Diese Voraussetzung ist in der derzeitigen Marktsituation jedoch nicht erfüllt.\r\nWindenergie\r\nIm Bereich der Onshore- und Offshore-Windenergie existieren umfangreiche europäische Produktionskapazitäten, die derzeit zum Teil substanziell ausgebaut werden. Die existieren-den und sich im Aufbau befindlichen europäischen Kapazitäten für die Produktion von Haupt-komponenten (z. B. Rotorblätter, Gondel, Turm) werden den erwarteten europäischen\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 17 von 29\r\nWindenergieausbau bis ca. Anfang der 2030er Jahre vollständig abdecken können. Danach wird eine signifikante Lücke zwischen europäischem Angebot und wesentlich höherer europäi-scher Nachfrage erwartet. Aufgrund der hohen Wettbewerbsfähigkeit staatlich subventionier-ter chinesischer Hersteller, die enorme Überkapazitäten aufgebaut haben und relevante Kos-tenvorteile anbieten können, sowie der mittel- und langfristig sehr hohen Nachfrage nach Windenergieanlagen in Europa ist die wachsende Marktmacht Chinas im Bereich Windener-gie in Europa ohne weitere Maßnahmen kaum zu verhindern. Für den Erhalt und den Ausbau der europäischen Herstellungskapazitäten sind kontinuierliche, planbare Ausbaupfade über einen mittelfristigen Zeitraum von mindestens fünf bis sieben Jahren unerlässlich. Zudem muss der Aufbau von Lieferketten für kritische Rohstoffe und Produktionslinien durch adä-quate Anreiz- und Investitionssicherungsinstrumente staatlich unterstützt und zugleich expli-ziter Teil der Unternehmensstrategien von einkaufenden Unternehmen werden.\r\nIm Bereich der Windenergie gibt es derzeit insbesondere eine ausgeprägte Abhängigkeit im Bereich der Permanentmagnete und der dafür notwendigen Seltenen Erden. Viele moderne Windturbinen, insbesondere solche mit Direktantrieb, verwenden Permanentmagnete, die seltene Erden wie Neodym und Dysprosium enthalten. China spielt eine dominierende Rolle in der Produktion und Verarbeitung Seltener Erden. Laut World Bank-Daten bezieht die EU über 90 % der Permanentmagnete aus China. Diese Konzentration birgt Risiken für die Preisstabili-tät und Versorgungssicherheit. Zudem können in den nächsten 5 bis 10 Jahren Abhängigkei-ten bei weiteren Windkraftkomponenten entstehen:\r\n›\r\nBei Windenergieanlagen in Deutschland dominieren Hybridtürme und Stahlrohrtürme, für welche Stahlprodukte benötigt werden. Europa verfügt zwar über eine starke Stahlindust-rie, jedoch ist hochqualitativer Stahl für Windanlagen teils knapp und teuer. Hier gibt es eine Notwendigkeit, Strategien zur Diversifizierung der Bezugsquellen und zur weiteren Stärkung der eigenen Stahl- und Turmproduktion zu entwickeln, Allianzen zu bilden, um Stahlverfügbarkeit sicherzustellen, und zugleich auf die Innovationskraft der heimischen Industrie hinsichtlich neuer Werkstoffe zu setzen.\r\n›\r\nRotorblätter: Für den Bau von Rotorblättern werden verschiedene Materialien benötigt, darunter insbesondere Epoxid- oder Polyesterharze sowie Glasfasern (GFK) oder Kohlen-stofffasern (CFK). Typische Herkunftsländer für Epoxid- oder Polyesterharze sind China, Indien und die USA. Ein großer Anteil der Kohlenstofffasern wird aus Japan, Südkorea und den USA importiert. Auch hier ist eine vorausschauende Diversifizierung und proaktives Ri-sikomanagement mit Blick auf Lieferbeziehungen durch die Unternehmen erforderlich.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 18 von 29\r\nStromnetze\r\nNeben Kapital und Fachkräften braucht es zum Erhalt und Ausbau Stromnetzinfrastruktur große Mengen an Material: Allein im Verteilnetz entspricht der geplante Zubau zwischen 50 und 80 Prozent der aktuell verbauten Betriebsmittel. Bereits heute machen die Netzbetreiber auf bestehende und sich verschärfende Lieferengpässe aufmerksam. Die Hersteller sind welt-weit tätig und mit einer stark gestiegenen Nachfrage konfrontiert.\r\nDie Produktionskapazitäten in Europa müssen ausgebaut werden, um dem steigenden Bedarf gerecht zu werden. Bei den Investitionsentscheidungen der Hersteller spielt Planungssicher-heit eine herausragende Rolle. Die Investitionen erfolgen nur in einem verlässlichen regulato-risch-politischen Rahmen und im Vertrauen auf grundlegende Weichenstellungen auf dem Weg zur Klimaneutralität. Neben dem Ausbau und Erhalt von Fertigungskapazitäten in Europa trägt auch die Sicherung der notwendigen Lieferketten zur Resilienz bei. Neben der Förderung von Herstellungskapazitäten in Europa sind auch Anreize für eine stärkere Bedienung des eu-ropäischen Marktes durch die Hersteller wichtig.\r\nKritische Rohstoffe für saubere Technologien\r\nNeben der Windindustrie ist die Produktion vieler anderer sauberer Technologien – darunter Batterien, PV-Module, Brennstoffzellen und Elektrolyseure – von mineralischen Rohstoffen abhängig, die aufgrund ihrer hohen strategischen Bedeutung, seltenen Vorkommens sowie zum Teil extrem hoher Konzentration ihrer Gewinnung und Verarbeitung in einzelnen Ländern von der EU als kritisch eingestuft wurden. Dazu gehören, um nur einige Beispiele zu nennen, Lithium, Nickel, Kobalt, Iridium oder Seltene Erden. Andere wichtige mineralische Rohstoffe, wie z. B. Kupfer, sind von der EU als potenziell kritisch eingestuft.4 Mit dem Wachstum des Clean-Tech-Sektors wird die Nachfrage nach kritischen Rohstoffen perspektivisch weiter stei-gen, während der Diversifizierungsgrad der entsprechenden globalen Lieferketten mit Blick sowohl auf die Gewinnung als auch Verarbeitung aktuell stagniert bzw. laut einigen Analysen sogar abnimmt. Für Seltene Erden liegen derzeit 91 % der globalen Weiterverarbeitungskapa-zitäten in China, für Graphit beträgt dieser Anteil 95 %, für Kobalt 78 % und für Lithium 70 %.5 Gleichzeitig steigt die Zahl der weltweiten Exportbeschränkungen für kritische Rohstoffe. Beispiele sind chinesische Exportrestriktionen für Gallium, Germanium und Antimon im\r\n4 Für eine vertiefte Diskussion siehe BDEW-Diskussionspapier „Resilienz der Lieferketten für Rohstoffe, Energiewendetechnologien und -kom-ponenten in der Energiewirtschaft“ (Resilienz der Lieferketten für Rohstoffe, Energiewendetechnologien und -komponenten in der Energie-wirtschaft).\r\n5 Siehe Executive summary – Global Critical Minerals Outlook 2025 – Analysis - IEA und Overview of outlook for key minerals – Global Critical Minerals Outlook 2025 – Analysis - IEA.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 19 von 29\r\nDezember 2024 und weitere Beschränkungen im ersten Halbjahr 2025 für unter anderem Sel-tene Erden und Kobalt. Dies schafft eine Marktsituation, die von hohen Risiken von Angebots-schocks und Lieferkettenunterbrechungen geprägt ist, was mit Risiken für Preisstabilität, Wettbewerbsfähigkeit von Industrien, Versorgungssicherheit mit sauberen Technologien und damit für den Erfolg und die Geschwindigkeit der Energiewende einhergeht.\r\nUm diese Situation zu adressieren ist ein Dreiklang aus dem Ausbau der europäischen Förder- und Weiterverarbeitungskapazitäten, der Diversifizierung von Lieferketten, inkl. Erweiterung von internationalen Rohstoffkooperationen auf Augenhöhe, sowie der Stärkung des Recyc-lings erforderlich. Wichtig ist zudem das Vorantreiben von Forschung und Entwicklung zu al-ternativen Produktionsmethoden von sauberen Technologien, die weniger auf kritische Roh-stoffe angewiesen sind. Mit dem Critical Raw Materials Act (CRMA) hat die EU begonnen, diese Aufgabenfelder zu adressieren. Positiv ist die kürzlich erfolgte Identifizierung von 47 strategischen Projekten unter dem CRMA sowie die Ankündigung im Clean Industrial Deal, ein EU-Zentrum für kritische Rohstoffe für gemeinsame Käufe und die Verwaltung strategischer Vorräte einzurichten. Begrüßenswert ist das Vorhaben der EU-KOM, mit der EU Stockpiling Strategy die europäische Kooperation bei der strategischen Bevorratung zu stärken. Wichtig sind auch finanzielle Unterstützungsmechanismen. Der nationale Rohstofffonds muss mit weiteren Mitteln ausgestattet werden. Im Bereich der Kreislauffähigkeit und des Recyclings von kritischen Rohstoffen gilt es, schnell konkrete Fortschritte zu erzielen: Aktuell befinden sich laut IEA-Daten rund zwei Drittel der globalen Batterierecycling-Kapazitäten in China.\r\nProduktion und Lieferketten von sauberen Technologien und kritischen Rohstoffen\r\n›\r\nDie Stärkung der Produktion von sauberen Technologien und (IT-)Komponenten für Energiewendetechnologien in der EU und in Deutschland gehört zu den zentralen Auf-gabenfeldern für die Stärkung der Resilienz der Energiewende.\r\n›\r\nZu starke einseitige Abhängigkeiten in Lieferketten bergen Risiken für den Verlauf der Energiewende (u.a. Preis-, Ausfallrisiken). Wo es möglich ist, müssen einseitige Abhän-gigkeiten verhindert oder signifikant reduziert werden. Allerdings muss auch die Tatsa-che anerkannt werden, dass die Möglichkeiten der Diversifizierung bei bestimmten Komponenten und kritischen Rohstoffen aktuell nur äußerst begrenzt gegeben sind.\r\n›\r\nDer Ausbau eines effektiven Recyclings muss mit Nachdruck weiterverfolgt werden.\r\n›\r\nDas strategische Ziel einer solaren Wertschöpfungskette in Europa sollte aufrechterhal-ten werden.\r\n›\r\nAus ökonomischen, ökologischen und Resilienzgesichtspunkten braucht es dringend eine weitere Stärkung der europäischen Windindustrie. Erforderlich sind planbare Aus-baupfade sowie Anreize und staatliche Investitionssicherungsinstrumente für den Auf-bau von Lieferketten für kritische Rohstoffe und Komponenten.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 20 von 29\r\n6 Resilienz im Bereich gasförmiger Energieträger\r\nBei der Transformation hin zu Klimaneutralität wird Deutschland, neben dem Ausbau der er-neuerbaren Energien, auf Moleküle als Partner der erneuerbaren Energien in der Stromerzeu-gung angewiesen sein – für einen Zeitraum auf Erdgas und LNG, zudem Biomethan und Bio-LNG sowie Wasserstoff. Die Transformation hin zu Klimaneutralität wird nur erfolgreich sein, wenn das Strom- und das Molekülsystem komplementär und integriert gedacht werden. Die Nutzung einer möglichst breiten Palette an Energieträgern und Technologien auf dem Weg zur Klimaneutralität erhöht die Resilienz, da dies Handlungsmöglichkeiten und in Krisenfällen Ausweichmöglichkeiten erweitert. Im Bereich Moleküle wird Deutschland – sowie auch die EU als Ganzes – auf Importe aus Drittstaaten angewiesen sein. Hier gilt es, Fehler aus der Ver-gangenheit in Form einer übermäßigen Konzentration auf einen Lieferanten, nicht zu wieder-holen und ein aktives Risiko- und Resilienzmanagement mit Blick auf Lieferbeziehungen und Importabhängigkeiten zu betreiben. Hinsichtlich der Resilienz und europäischen Energiesou-veränität können auch die heimische Produktion von Wasserstoff sowie die Erzeugung von Offshore-Wasserstoff in der Nord- und Ostsee einen Beitrag leisten.\r\nErdgas und LNG\r\nGemeinsam mit politischen Akteuren haben Energieunternehmen einen großen Beitrag dazu geleistet, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa infolge des russischen An-griffskriegs gegen die Ukraine in den vergangenen drei Jahren erfolgreich auf ein neues Funda-ment gestellt werden konnte. Es wurden in kurzer Zeit Lieferbeziehungen zu neuen Gasliefer-ländern aufgebaut, Vereinbarungen erweitert und LNG-Terminals und die notwendigen Anbin-dungsleitungen errichtet. Auch in Zukunft muss eine diversifizierte Gasversorgung angestrebt werden, um Konzentrationsrisiken bei einzelnen Lieferanten und Herkunftsländern zu ver-meiden, sowie die Gasversorgung mit einem Mix an verschiedenen Instrumenten abgesichert werden. Für die Absicherung sind auch Infrastrukturen und ausreichende Kapazitäten zentral.\r\n›\r\nVorausschauende Diversifizierung und proaktives Management von Lieferbeziehungen müssen Teil von Unternehmensstrategien sein.\r\n›\r\nMit Blick auf kritische Rohstoffe gilt es, den Dreiklang aus heimischer Förderung, Diver-sifizierung von Lieferbeziehungen und Verbesserung des Recyclings, wie er im EU Criti-cal Raw Materials Act verankert ist, rasch und ambitioniert mit Leben zu füllen. Wichtig sind Beschaffungsallianzen, strategische Bevorratung und geeignete Finanzierungsme-chanismen.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 21 von 29\r\nBesondere Bedeutung kommt Gasspeichern zu, um Produktions- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ohne Kompromittierung der Versorgungssicherheit auszugleichen. Unabhängig von der Auslastungssituation der LNG-Im-portterminals können saisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen über-wiegend durch Speicher ausgeglichen werden. Dadurch tragen Gasspeicher wesentlich zur Stabilisierung und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisen-zeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten. Ebenso wichtig bleiben die Instandhaltung, Optimierung und der Ausbau von Gasnetzen.\r\nWie bei der Stromversorgung spielen auch der europäische Energiebinnenmarkt und die Zu-sammenarbeit in Europa sowie mit verlässlichen außereuropäischen Partnern eine wichtige Rolle. Im Jahr 2024 kam knapp die Hälfte des in Deutschland verbrauchten Erdgases mit einer hohen Zuverlässigkeit aus Norwegen. Von Bedeutung in den kommenden Jahren wird auch die kürzlich geschlossene Vereinbarung der EU mit den USA sein, nach der die EU anstrebt, bis zum Ende der Amtszeit von Präsident Donald Trump US-Energie im Wert von 750 Mrd. Dollar zu erwerben, mit Fokus auf LNG, Öl und Kernbrennstoffe. Dies kann der Schließung der Lücke bei EU-Gasimporten dienen, die durch die Umsetzung des Gesetzesvorschlags der EU-KOM zum Phase-Out von russischen Erdgasimporten voraussichtlich entstehen wird. Es könnte da-mit das Konzentrationsrisiko steigen, allerdings muss betont werden, dass den Handelsunter-nehmen von staatlicher Seite nicht vorgeschrieben werden kann, welche Mengen von wel-chen Lieferanten bezogen werden müssen. Partnerschaften mit weiteren Gaslieferanten aus verschiedenen Ländern erscheinen zur Risikostreuung sinnvoll. Daneben ist es bei der Umset-zung des Phase-outs von russischen Erdgasimporten wichtig, die Handhabbarkeit für Unter-nehmen zu gewährleisten.\r\nGeopolitische Entwicklungen prägen die Gasmärkte entscheidend mit. Dennoch muss die Handlungsmaxime sein, im Sinne der effizienten Ausgestaltung der Gasversorgung den Gas-handel den Unternehmen zu überlassen. Dabei braucht es zwischen der Politik und den Un-ternehmen einen gemeinsamen strategischen Ausblick und realistische Gasnachfrageszena-rien, verbunden mit einem verlässlichen Commitment zu Erdgas und LNG als Energieträger für den Zeitraum bis zur vollständigen Klimaneutralität 2045.6 Das dient der Anerkennung von europäischen Importeuren als langfristige Partner. Dies ist wichtig für den Abschluss langfris-tiger Lieferverträge. Darüber hinaus sind verlässliche Rahmenbedingungen und Planungssi-cherheit für eine erfolgreiche marktliche Beschaffung von Gas/LNG unabdingbar.\r\n6 Verknüpft mit der Nutzung von Carbon Capture Utilisation and Storage (CCU/S) kann Erdgas auch über 2045 hinaus einen Beitrag zu einem resilienten Energiesystem leisten.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 22 von 29\r\nWasserstoff\r\nFür das Erreichen der Klimaneutralität werden grüne und kohlenstoffarme Moleküle, insbe-sondere Wasserstoff und seine Derivate, eine zentrale Rolle spielen. Der Aufbau einer Wasser-stoffwirtschaft eröffnet darüber hinaus das Potenzial, einen wichtigen Beitrag zur Steigerung der europäischen Innovationsfähigkeit und Technologieführerschaft sowie zur Resilienz zu leisten. Wasserstoff und seine Technologien können jene komplexen Wertschöpfungsketten modernisieren, die für Europas Wirtschaftskraft stehen. Bei H2-Importen besteht im Vergleich zu Gas/LNG das Potenzial einer viel breiteren Diversifizierung der Herkunftsländer und Liefe-ranten mit Akteuren aus Ländern wie beispielsweise Indien, Brasilien und weiteren südameri-kanischen sowie nordafrikanischen Ländern. Auch die heimische Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse, wie auch die Erzeugung von Offshore-Wasserstoff in der Nord- und Ostsee, kann einen Beitrag dazu leisten, die Abhängigkeit von außereuropäischen Produzenten zu ver-kleinern. Wasserstoff kann bei Bedarf flexibel eingesetzt werden und damit beispielsweise in der Stromerzeugung eine wichtige Rolle spielen. Kombinierte Anschlusskonzepte aus Seeka-beln und Pipeline, die sowohl an das Übertragungsnetz und das Wasserstofftransportnetz an-geschlossen sind, können zudem die Marktintegration der Offshore-Windenergie vertiefen und erhöhen die Flexibilität und Kosteneffizienz des gesamten Energieversorgungssystems.\r\nDer Hochlauf muss europäisch gedacht werden. Ein großer Teil der relevanten regulatori-schen Rahmenbedingungen wird auf EU-Ebene gesetzt. Diese müssen, insbesondere in den Delegierten Rechtsakten für RFNBO sowie kohlenstoffarmen Wasserstoff, pragmatisch und ambitioniert sowie technologieneutral ausgestaltet werden – hier besteht dringender Anpas-sungsbedarf.7 Deutschland kommt beim europäischen Hochlauf eine Schlüsselrolle zu. Bereits für den Gastransport ist Deutschland jahrzehntelang die Drehscheibe innerhalb der EU gewe-sen. Auch zukünftig kann Deutschland nicht nur als Verbrauchs-, sondern auch als Transitland für Wasserstoff fungieren. Wichtig dabei ist, dass während der Transformation hin zu Was-serstoff die Gasversorgungssicherheit gewährleistet werden muss, darunter mit zusätzlichen Investitionen. Um politische Durchschlagskraft von EU-Mitgliedstaaten, die den H2-Hochlauf ambitioniert vorantreiben wollen, zu bündeln, und Fortschritte bei Regulatorik, Handel und Zertifizierung, dem Aufbau des H2-Backbones, sich anschließender Importkorridore sowie Im-portinfrastrukturen zu erreichen, hat der BDEW im Rahmen eines breiten Bündnisses von Ver-bänden aus der Energiewirtschaft eine europäische Wasserstoff-Allianz auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten vorgeschlagen.8\r\n7 Siehe BDEW-Positionspapier „Anpassungen der Strombezugskriterien im Delegierten Rechtsakt für RFNBO-konformen Wasserstoff“ (https://www.bdew.de/service/stellungnahmen/rfnbo-konformer-wasserstoff/).\r\n8 Siehe Impulspapier von BDEW, DVGW, DWV, en2X, figawa, FNB GAS, Die Gas- und Wasserstoffwirtschaft, Hydrogen Europe, VCI, VDA, VDMA, VIK, VKU, Wirtschaftsvereinigung Stahl „Eine europäische Wasserstoff-Allianz“ (Impulspapier_Europäische_H2-Allianz_final_1.pdf).\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 23 von 29\r\nDer Aufbau der Infrastruktur und der Anstieg der Nachfrage sind Voraussetzungen für die Entwicklung eines liquiden Marktes. Auf nationaler Ebene ist neben dem Ausbau des Kernnet-zes die Schaffung eines Verteilnetzes und die Intensivierung der Nachfrage von hoher Rele-vanz. Eine kundenorientierte Versorgung funktioniert nicht ohne Speicher. Wasserstoffunter-grundspeicher sind die physikalische, im Inland potenziell in großem Umfang verfügbare, zum Teil auch regionale, Flexibilitätsquelle. Lange Vorlaufzeiten sowie mangelnde Planungs- und Investitionssicherheit führen jedoch zu einer Investitionslücke. Um den Aufbau (Umrüs-tung/Neubau) von Wasserstoffspeicheranlagen zu ermöglichen, müssen die erforderlichen Rahmenbedingungen schnell geschaffen werden. Der Markthochlauf kann zudem nur gelin-gen, wenn Handel und Vertriebe ihr etabliertes Know-How in Portfoliobildung, Fristentransfor-mation und Risikomanagement für Beschaffung und Versorgung mit Wasserstoff anwenden können. Es braucht staatliche Absicherungsmechanismen, die auch von Midstreamern ge-nutzt werden können.9\r\nBiomethan\r\nAuch Biomethan ist ein zentraler Baustein für die Resilienz des Energiesystems. Als erneuerba-rer, speicherbarer und netzkompatibler Energieträger kann Biomethan flexibel in bestehen-den Gasinfrastrukturen genutzt werden und trägt damit zur Versorgungssicherheit bei. Die heimische Erzeugung von Biomethan reduziert Importabhängigkeiten und die dezentrale Er-zeugung in ländlichen Regionen stärkt die regionale Energieautonomie. Darüber hinaus bietet Biomethan durch seine vielfältigen Einsatzmöglichkeiten – etwa in der Strom- und Wärmeer-zeugung, im Verkehrssektor oder in der Industrie – eine hohe systemische Flexibilität und sek-torübergreifende Nutzbarkeit. Gerade im Kontext der Transformation hin zu einer wasser-stoffbasierten Energieversorgung kommt Biomethan zusätzlich eine strategische Brückenfunk-tion zu. Als zentrales Transitland im europäischen Gasnetz verfügt Deutschland über eine hochentwickelte Infrastruktur mit grenzüberschreitenden Verbindungen zu zahlreichen EU-Mitgliedstaaten. Diese Rolle kann strategisch genutzt werden, um Biomethanströme aus und in Nachbarländer zu koordinieren und als Drehscheibe für erneuerbare Gase zu fungieren. Um das volle Potenzial von Biomethan für die Resilienz der Energieversorgung zu heben, sind fol-gende Schritte notwendig: Politische Anerkennung als Resilienzfaktor, Förderung der Einspei-seinfrastruktur und der Umwidmung bestehender Biogasanlagen, Koordination mit EU-Nach-barn und die Integration von Biomethan in die europäische Gasnetzplanung.\r\n9 Siehe BDEW-Positionspapier „Zur Transformation Gas und der Rolle der Importeure und Midstreamer“ (https://www.bdew.de/energie/po-sitonspapier-gas-importeure-midstreamer-transformation/).\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 24 von 29\r\n7 Klimaresilienz des Energiesektors\r\nKlimaresilienz bezeichnet die Fähigkeit, auf den Klimawandel und damit zusammenhängende Ereignisse widerstandsfähig zu reagieren, d. h. in einer Weise, dass die Versorgungssicherheit aufrechterhalten werden kann und das Gesamtenergiesystem sich rasch davon erholen bzw. sich daran anpassen kann. Dies umfasst sowohl die unmittelbare Betroffenheit von Infra-strukturen durch klimatische Veränderungen als auch mittelbare Effekte durch eine verän-derte Energienachfrage. Grundsätzlich sehen sich potenziell sämtliche Technologien der Ener-gieerzeugung und -transports mit Klimarisiken konfrontiert (s. Tabelle unten). Die durch den Klimawandel potenziell veränderte Energienachfrage ist aus Sicht der Energieversorgung Chance und Herausforderung zugleich. So steht beispielsweise einer ggf. verringerten Wärme-nachfrage im Winter ein erhöhter Strombedarf für Kühlzwecke in den Sommermonaten entge-gen. Auch die veränderte, zunehmend dezentrale Struktur der Energieerzeugung verändert die Anfälligkeit für Klimarisiken: Einerseits vergrößert die Vielfalt der Erzeugungsanlagen das potenzielle Gesamtspektrum an relevanten Risiken im Vergleich zu dem weniger zentraler Kraftwerke. Andererseits wird es unwahrscheinlicher, dass sämtliche Anlagen gleichzeitig oder gleichermaßen betroffen sind. Analog zur Frage nach der Betroffenheit stellt sich auch die nach der zuständigen Ebene der Verantwortung. Der Schutz der einzelnen Anlage oder deren Anpassung an geänderte Umstände liegt in der Zuständigkeit des Betreibers. Vorsorgemaß-nahmen zum Schutz von menschlicher Gesundheit und Umwelt sowie weitere Vorkehrungen zur Milderung von Klimarisken sind schon heute regelmäßig Gegenstand der Genehmigungs-verfahren. Jedoch können die Genehmigungen lange zurückliegen und die Risikosituation sich\r\nResilienz im Bereich gasförmiger Energieträger\r\n›\r\nDie Gas- und LNG-Versorgung muss weiter diversifiziert werden, um Konzentrationsrisi-ken zu vermeiden, sowie mit einem Mix an verschiedenen Instrumenten abgesichert werden. Dazu trägt auch Biomethan bei. Eine besondere Bedeutung für die sichere Ver-sorgung kommt Gasspeichern zu.\r\n›\r\nDer Gashandel muss den Unternehmen überlassen werden. Für die Anerkennung von europäischen Importeuren als langfristige Partner braucht es ein verlässliches politi-sches Commitment zu Erdgas und LNG als Energieträger für den Zeitraum bis zur voll-ständigen Klimaneutralität 2045.\r\n›\r\nDer Wasserstoffhochlauf kann durch eine viel breitere Diversifizierung von Lieferanten aus verschiedenen Herkunftsländern und die heimische Erzeugung (sowie Offshore-Elektrolyse) einen wichtigen Beitrag zur Resilienz leisten. Der Hochlauf muss europäisch und national mit hoher Priorität dringend vorangebracht werden.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 25 von 29\r\nangesichts des Tempos des Klimawandels weiterentwickelt haben. Hier ist es wichtig, evtl. auf-tretenden neuen Risiken frühzeitig zu begegnen. Dafür braucht es einen entsprechenden Kompetenzaufbau. Als sinnvoller Ansatz für die Unternehmensebene erscheint, Investitionen bereits in der Planungsphase systematisch auf Klimarisiken zu prüfen. Die Betrachtung der In-teraktion der unterschiedlichen betroffenen Infrastrukturen und deren Auswirkung auf das Gesamtenergiesystem übersteigt den Aufgabenhorizont eines einzelnen Wirtschaftsakteurs. Diese Aufgabe wäre Teil der Überwachung der Versorgungssicherheit und sollte daher viel-mehr bei einer oder mehreren staatlichen oder übergeordneten Stellen liegen.\r\nTabelle 1: Beispiele von Klimarisiken und Auswirkungen auf Energieinfrastrukturen\r\nRisikotyp\r\nUrsache (klimatischer Treiber)\r\nMögliche Auswirkungen\r\nÜberflutungsrisiko\r\nMeeresspiegelanstieg, extreme Nieder-schläge\r\nSchäden an Solaranlagen, Umspann-werken, Transformatoren durch Über-flutung oder ausgelöste Bodenerosion\r\nWassermangel, Nied-rigwasser in Flüssen und Reservoiren\r\nDürre, Hitzewellen, veränderte Nieder-schlagsmengen, Abschmelzen der Glet-scher\r\nReduzierte Leistung von Wasserkraft-werken und Elektrolyseuren, erhöhter Instandhaltungsaufwand bei Speicher-kraftwerken.\r\nWaldbrandrisiko\r\nDürre, Hitzewellen, Trockenheit\r\nStromausfall, Leitungsentzündung\r\nHitzestress\r\nSteigende Umgebungstemperaturen\r\nÜberhitzung von Geräten, verringerte Übertragungseffizienz von Energielei-tungen, reduzierte Lebensdauer von Leistungselektronik\r\nZunahme von Extrem-wetterereignissen\r\nAtmosphärische Erwärmung, höhere Luft-feuchtigkeit\r\nSchadenszunahme, Kostensteigerung für Elementarschadenversicherungen\r\nRückgang der Haltbar-keit\r\nSalzwassereintritt, Korrosion durch Feuch-tigkeit\r\nBeschleunigter Materialverschleiß bei Energieanlagen\r\nRisiko systemischen Versagens\r\nEintritt von extremen Klimaereignissen in Verbindung mit Abhängigkeiten im Ener-giesystem\r\nKaskadierende Netzfehler, städtischer Versorgungsausfall, wirtschaftliche Störungen\r\nRisiko durch Da-ten/Prognosen\r\nUnsicherheiten in Modellen und lokalen Projektionen\r\nFehlangepasste Investitionen in Infra-struktur; ungenaue Einsatzplanung\r\nDas Bundes-Klimaanpassungsgesetz (KAnG) von 2023 verpflichtet die Bundesregierung, eine vorsorgende Klimaanpassungsstrategie und eine Klimarisikoanalyse zu erarbeiten. In diesem\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 26 von 29\r\nRahmen wurde die Deutsche Anpassungsstrategie an den Klimawandel10 im Dezember 2024 beschlossen. Sie enthält eine Vielzahl von messbaren Zielen in verschiedenen Aktionsfel-dern, die bis 2030 bzw. 2050 zu erreichen sind. Allerdings wird das Handlungsfeld „Energie-wirtschaft“ bislang nicht abgedeckt, da die Klimawirkungs- und Risikoanalyse des Umwelt-bundesamtes11 aus dem Jahr 2021 das Risiko mittelfristig als relativ gering einschätzte. Erst kommende Fortschreibungen sollen den Bereich näher betrachten. Diese Situation ist ange-sichts der deutlich fühlbaren Zunahme klimabedingter Wetterereignisse in Deutschland unbe-dingt zu überprüfen.\r\nDas Thema Klimaresilienz ist auch aus europäischer Perspektive zu betrachten. Klimarisiken betreffen nicht nur sämtliche Mitgliedsstaaten, sondern haben häufig auch grenzüberschrei-tende Auswirkungen. Im besten Fall werden sie europäisch und gemeinsam adressiert. Eine einheitliche Wahrnehmung und Bewertung der Situation müssen dabei weiter gestärkt wer-den. Der BDEW begrüßt ausdrücklich die Initiative der EU-Kommission, einen integrierten eu-ropäischen Rahmen für Klimaresilienz und -risikomanagement zu schaffen, einschließlich ge-meinsamer Klimareferenzszenarien, harmonisierter Risikoanalysen auf EU-, nationaler und re-gionaler Ebene und der Stärkung von Planungskapazitäten. Ausgangspunkt weiterer Schritte könnte ein aktuelles Lagebild der relevanten Klimarisiken für die mittel- bis langfristige Versor-gungssicherheit in den verschiedenen europäischen Regionen sein.\r\n10 Siehe https://www.bmuv.de/fileadmin/Daten_BMU/Download_PDF/Klimaanpassung/das_2024_strategie_bf.pdf.\r\n11 Siehe https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/479/publikationen/kwra2021_teilbericht_zusammenfas-sung_bf_211027_0.pdf.\r\nKlimaresilienz des Energiesektors\r\n›\r\nDie Klimaresilienz des Energiesektors ist zum jetzigen Zeitpunkt noch unzureichend Ge-genstand politischer Strategien und gesellschaftlicher Aufmerksamkeit.\r\n›\r\nDie zunehmend dezentrale Struktur der Energieversorgung verändert die Anfälligkeit für Klimarisiken.\r\n›\r\nDer Schutz einzelner Anlagen vor klimatischen Ereignissen liegt in der Zuständigkeit der Betreiber. Hier braucht es weiteren Kompetenzaufbau. Die Interaktion verschiedener betroffener Infrastrukturen in Krisenfällen unterliegt dem staatlich zu überwachenden Bereich der Versorgungssicherheit.\r\n›\r\nKlimarisiken sollten europäisch adressiert werden. Der BDEW begrüßt die Initiative der EU-Kommission, einen integrierten europäischen Rahmen für Klimaresilienz und -risiko-management zu schaffen.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 27 von 29\r\n8 Finanzielle, gesamtwirtschaftliche und gesellschaftliche Aspekte\r\nOb es sich um die Diversifizierung von Lieferketten in Richtung mehr europäischer Produktion, den Aufbau von sicheren (IT- und OT-)Systemen oder die Verbesserung des KRITIS-Schutzes handelt – die Stärkung von Resilienz ist mit zusätzlichen Kosten verbunden, die der Staat, die Gesellschaft und die wirtschaftlichen Akteure zu tragen bereit sein müssen. Vor dem Hinter-grund insbesondere der volatilen und herausfordernden geopolitischen Lage, hybrider Angriffe sowie perspektivisch zunehmender Klimarisiken müssen Kostenabwägungen in Verbindung mit Resilienz und das Kosten-Nutzen-Verhältnis im politischen und gesellschaftlichen Raum offen und transparent dargelegt werden. Dabei sind die Chancen der Transformation in Richtung Kli-maneutralität für die Stärkung der Resilienz zu betonen. Gleichzeitig ist das Verständnis wichtig, dass Resilienz nicht mit hundertprozentiger Sicherheit gleichzusetzen ist.\r\nDer Finanzierungsbedarf für die Energiewende ist immens – laut BDEW/EY-Fortschrittsmoni-tor 2024 rund 720 Milliarden Euro bis 2030. Während einige Maßnahmen im Sinne der Resili-enz, wie z. B. weiterer Ausbau der erneuerbaren Energien und Infrastrukturausbau, in diesen Zahlen enthalten sind, sind es andere Resilienz-Maßnahmen noch nicht. Viele Resilienzmaß-nahmen (z. B. Netzverstärkung, redundante IT-Systeme) sind teuer, ohne dass direkte Erlöse entstehen. Konkrete Förderinstrumente, insbesondere auch für kommunale Resilienzmaßnah-men, fehlen aktuell. Für die Energiewirtschaft, die einen wesentlichen Teil dieser Investitionen trägt, sind verlässliche Rahmenbedingungen und Planungssicherheit von höchster Relevanz. Eine resiliente Energiewende wird nur dann gelingen, wenn sie nicht nur technisch machbar, sondern auch ökonomisch tragfähig gestaltet wird. Um die notwendige Investitionsdynamik in der Breite sicherzustellen, braucht es ein zielgerichtetes und differenziertes Instrumentenset: Staatliche Unterstützungsmaßnahmen – wie öffentliche Zuschüsse, Förderkredite, Garantien oder Beteiligungsmodelle – bleiben ebenso erforderlich wie flankierende Maßnahmen zur Ei-gen- wie auch Fremdkapitalstärkung und zur Schaffung tragfähiger Mischfinanzierungsmo-delle. Der jeweilige nationale Rahmen muss eine im internationalen Vergleich wettbewerbsfä-hige Verzinsung der Investitionen sicherstellen, um die notwendigen finanziellen Ressourcen zu mobilisieren.\r\nResilienz und die gesellschaftliche Akzeptanz der Energietransformation sind eng miteinander verknüpft. Zum einen ist gesellschaftliche Akzeptanz eine Grundlage für den Erfolg der Ener-giewende, die ohne gesellschaftliche Unterstützung politisch nicht nachhaltig umgesetzt wer-den kann. Zum anderen kann eine Argumentation, die Resilienz-Aspekte betont, die Akzeptanz für die Energiewende erhöhen. So können beispielsweise Projekte, die mit konkreter Verbes-serung der lokalen Klimaresilienz begründet werden, unter Umständen auf mehr lokale Unter-stützung hoffen. Die Energiewirtschaft steht zudem im Fokus von Desinformationskampag-nen. Es ist daher zentral, bei Resilienzstrategien den Informationsraum mitzuberücksichtigen\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 28 von 29\r\nund Desinformationskampagnen proaktiv entgegenzuwirken. Schließlich hat der Blackout auf der Iberischen Halbinsel im positiven Sinne gezeigt, dass die Anpassungsfähigkeit der Bevöl-kerung bei Versorgungsengpässen selbst als Faktor berücksichtigt werden muss, wenn es um die Bewertung der Resilienz geht. Nicht jeder Versorgungsausfall muss auch zwangsläufig so-fort zum Erliegen des gesellschaftlichen oderwirtschaftlichen Lebens führen, sondern kann durch logistische und kognitive Vorbereitung der Bevölkerung in seinen Folgen erheblich ge-dämpft werden. Der Blick nach Schweden oder Finnland zeigt, dass der kognitiven Vorberei-tung dort eine Schlüsselrolle zur Stärkung der gesellschaftlichen Resilienz zugemessen wird. Ferner sollte die Rolle kommunaler und regionaler Energieversorger als Kommunikatoren und Vertrauensakteure in Resilienz- und Sicherheitsfragen gestärkt werden. Dazu gehören Mittel für Aufklärung, Notfallkommunikation und digitale Beteiligungsformate.\r\nDie wirtschaftliche Stärke und Wettbewerbsfähigkeit der Standorte Deutschland und Europa sind weitere Faktoren, die von Bedeutung dafür sind, ob das Energiesystem resilient aufge-stellt werden kann. Hier sind mehrere Wirkungsmechanismen von Bedeutung, darunter die Fähigkeit, ein starker, innovativer und konkurrenzfähiger Standort für die Produktion von sauberen Technologien zu bleiben, die Attraktivität des Investitionsumfelds, die durch die gesamtwirtschaftliche Lage geprägt wird, sowie die Verfügbarkeit von öffentlichen Mitteln. Ein damit verbundener Faktor ist das Angebot an qualifizierten Fachkräften. Wichtig ist auch ein Rechtsrahmen, der es zulässt, flexibel auf Krisensituationen zu reagieren – etwa durch die Etablierung von Ausnahmetatbeständen für den Krisenfall.\r\nFinanzielle, gesamtwirtschaftliche und gesellschaftliche Aspekte\r\n›\r\nResilienz gibt es nicht zum Null-Tarif. Kosten-Nutzen-Abwägungen müssen transparent unter Einbezug aller relevanter Akteure erfolgen. Resilienz ist nicht mit hundertprozen-tiger Sicherheit gleichzusetzen.\r\n›\r\nDie Kosten für Resilienz kommen zum ohnehin immensen Finanzierungsbedarf der Ener-giewende hinzu. Es braucht ein differenziertes Instrumentenset mit staatlichen Unter-stützungsmaßnahmen sowie flankierenden Maßnahmen zur Eigen- und Fremdkapital-stärkung sowie zur Schaffung tragfähiger Mischfinanzierungsmodelle.\r\n›\r\nGesellschaftliche Akzeptanz ist Bestandteil von Resilienz. Dabei ist auch die Anpassungs-fähigkeit der Bevölkerung bei Versorgungsengpässen ein wichtiger Faktor.\r\n›\r\nFür die Resilienz des Energiesystems sind Wirtschaftskraft und Wettbewerbsfähigkeit von Bedeutung, einschließlich der damit verbundenen Fähigkeit, ein konkurrenzfähiger Standort für die Produktion von sauberen Technologien zu bleiben, der Attraktivität des Investitionsumfelds sowie der Verfügbarkeit von öffentlichen Mitteln. Auch die Verfüg-barkeit von qualifizierten Fachkräften ist von zentraler Bedeutung.\r\nDiskussionspapier – Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe\r\nSeite 29 von 29\r\n9 Ausblick\r\nDie Resilienz des deutschen und europäischen Energiesystems wird in den kommenden Jahren angesichts der volatilen geopolitischen Lage, der sich verschärfenden Auswirkungen des Kli-mawandels und fortschreitender Transformation für die Politik, die Wirtschaft und die Gesell-schaft an Bedeutung gewinnen. Um Resilienz erfolgreich zu stärken, braucht es akteurs-, sek-tor- und themenübergreifende Herangehensweisen. Dazu gehören eine engere Kooperation und vertrauensvolle Partnerschaften zwischen Unternehmen sowie Verbänden und der Re-gierung und weiteren staatlichen Stellen auf nationaler Ebene sowie den europäischen Institu-tionen. Zivilgesellschaftliche Akteure und die Bevölkerung müssen eingebunden werden, und Analysen sowie Szenarienplanung als Grundlage für Risiko- und Resilienzstrategien müssen in enger Kooperation mit der Wissenschaft erfolgen. Innerhalb von Verwaltungen auf nationaler und europäischer Ebene muss noch stärker ressort- und bereichsübergreifend gearbeitet werden, um die Zusammenhänge und Abhängigkeiten zwischen den Teilbereichen des Ener-giesystems und den angrenzenden Bereichen, wie z. B. der Versorgung mit kritischen Rohstof-fen, umfassend berücksichtigen zu können.\r\nDie Erarbeitung einer übergreifenden Resilienzstrategie für das Energiesystem auf Seiten der Bundesregierung, in enger Zusammenarbeit mit allen betroffenen Akteuren, als strategisches Leitdokument wäre zu begrüßen. Dabei muss unbedingt auf bereits gesetzten Leitplanken un-ter anderem in den CER- und NIS2-Richtlinien, aufgebaut werden. Die EU-Kommission hat im Aktionsplan für erschwingliche Energie einen Legislativvorschlag zur Überarbeitung des der-zeitigen EU-Rechtsrahmens für Energieversorgungssicherheit für Anfang 2026 angekündigt. Die deutsche Energiewirtschaft wird diesen Prozess eng begleiten und sich mit Expertise aus der Praxis einbringen."},"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":"Auswärtiges Amt (AA)","shortTitle":"AA","url":"https://www.auswaertiges-amt.de/de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019499","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung der Gigabit-Infrastrukturverordnung im Telekommunikationsgesetz (TKG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ec/93/612573/Stellungnahme-Gutachten-SG2509080030.pdf","pdfPageCount":17,"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\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, 29. August 2025\r\nStellungnahme\r\nzu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG und zur Ver-besserung der telekommunikations-rechtlichen Rahmenbedingungen für den TK-Netzausbau\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nEinleitung\r\nDas Bundesministerium für Digitales und Staatsmodernisierung (BMDS) hat am 17. Juli 2025 ein Eckpunktepapier zur Änderung des Telekommunikationsgesetzes (TKG) veröffentlicht. Ziel ist es, den Ausbau von Glasfaser- und Mobilfunkinfrastrukturen – insbesondere auf den Netzebe-nen 3 und 4 – weiter zu beschleunigen. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßt die frühzeitige Einbindung in den Gesetzgebungsprozess und bittet um Berück-sichtigung der nachfolgenden Stellungnahme.\r\nDie BDEW-Mitgliedsunternehmen haben den Glasfaserausbau seit Jahren vielerorts stark vo-rangetrieben, insbesondere auch dort wo die großen Telekommunikationsunternehmen weit-gehend untätig geblieben sind. Als Teil der alternativen Netzbetreiber haben sie bis Ende 2024 61 Prozent des Glasfaserausbaus in Deutschland realisiert. Ziel des neuen Gesetzes muss es nun sein, Investitionssicherheit für alle im Glasfaserausbau beteiligten Unternehmen (wie Stadt-werke oder Energie- und Wasserversorger) zu gewährleisten und faire Wettbewerbsbedingun-gen zu schaffen.\r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich die im Eckpunktepapier des BMDS vorgesehenen Anpassun-gen des TKG zur weiteren Beschleunigung des Glasfaser- und Mobilfunkausbaus. Allerdings müssen sich die Vorschläge – insbesondere im Rahmen der Umsetzung der Gigabit-Infrastruk-turverordnung (GIA) - stärker an den Vorgaben des Koalitionsvertrages messen lassen und so unbürokratisch wie möglich ausgestaltet werden. Die Zielsetzung der Regierung bürokratische Überfüllung bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht zu vermeiden sowie Datener-hebungen und -meldungen für Unternehmen zu reduzieren ist bisher nur zum Teil erkennbar. Um eine praxisnahe Ausgestaltung der GIA-Vorgaben sicherzustellen, sollten Versagungsoptio-nen beim Zugang zu physischer Infrastruktur ausgeweitet und die Übermittlung sicherheitskri-tischer Infrastrukturdaten eingeschränkt werden.\r\nBeim Ausbau der Netzebene 4 unterstützt der BDEW die Zielrichtung des BMDS. Essenziell sind ein diskriminierungsfreier Zugang, praxisgerechte Fristen, geringe Bürokratie und finanzielle An-reize, z. B. durch ein kostendeckendes Glasfaserbereitstellungsentgelt. Auch Maßnahmen zur Nachfrageförderung – etwa durch Informationskampagnen – sind erforderlich.\r\nDie geplanten Beschleunigungsmaßnahmen für die Genehmigungs- und Anzeigeverfahren in Bezug auf die Antrags- und Genehmigungsfristen sowie bei geringfügigen baulichen Maßnah-men finden breite Zustimmung. Zentral ist die Frage bezüglich einer möglichen Priorisierung von Stromanschlüssen für Mobilfunkmasten, die der BDEW entschieden ablehnt, da dies unnö-tige Doppelregelungen und rechtliche Unsicherheiten schaffen würde.\r\nAbschließend sind auch mögliche Erweiterungen der Transparenzpflichten im Infrastrukturatlas kritisch zu sehen, da der Schutz kritischer Infrastruktur hierdurch beeinträchtigt wird, ohne dass\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nein Mehrwert geschaffen wird. Aufgrund der sicherheitspolitischen Lage sollte mindestens ein verbessertes Sicherheits- und Zugriffskonzept im TKG verankert werden.\r\nIm Folgenden finden Sie die ausführliche Positionierung des BDEW zu dem Eckpunktepapier des BMDS:\r\n1 Umsetzung der Gigabit-Infrastrukturverordnung\r\nDie Gigabit-Infrastrukturverordnung wurde 2024 durch die Europäische Union beschlossen und hat die Kostensenkungs-Richtlinie abgelöst. Zentrales Anliegen des GIA ist die europaweite För-derung des schnellen und kosteneffizienten Ausbaus von Netzen mit hoher Kapazität. Aus dem Inkrafttreten der Verordnung auf der nationalen Ebenen ergeben sich eine Reihe von Anpas-sungen des nationalen Rechtsrahmens (inkl. der zugewiesenen Gestaltungskompetenzen der Mitgliedsstaaten).\r\nDer BDEW hatte sich bereits im Rahmen des Gesetzgebungsverfahrens für die Zielstellung des GIA ausgesprochen. Die Förderung eines schnelleren und kosteneffizienten Ausbaus ist aus-drücklich zu begrüßen. Änderungen des nationalen Rechts durch das Inkrafttreten des GIA müs-sen sich allerdings an den politischen Vorgaben des Koalitionsvertrages messen lassen, wonach bei der Umsetzung des europäischen in nationales Recht keine bürokratische Überfüllung statt-finden soll. Durch die Kleinteiligkeit der Vorgaben und besonders der zusätzlichen Datenliefe-rungspflichten an den Baustellenatlas sehen wir dies als nicht gegeben an.\r\nAuch wenn einige Regelungen auf eine Beschleunigung des Ausbaus abzielen, sollte ein beson-deres Augenmerk darauf liegen, dass keine negativen Eingriffe in den Wettbewerb entstehen.\r\n1.1 Schutz von Wettbewerb und Investitionen bei der Umsetzung der Option zur Versagung des Zugangs zu physischer Infrastruktur\r\nDer BDEW begrüßt, dass das BMDS die in Art. 3 Abs. 6 GIA gegebene Möglichkeit zur Versagung des Zugangs zu physischen Infrastrukturen im TKG umsetzen will. Die Option wurde als Sonder-regelung in die europäische Gesetzgebung aufgenommen, um den Anforderungen des deut-schen TK-Marktes gerecht zu werden. Es ist daher nur folgerichtig, dass die Regelung in das TKG übernommen werden soll. Darüber hinaus begrüßt der BDEW, dass im GIA die Trinkwasserinf-rastruktur bereits von einer Mitnutzung ausgenommen wurde, um die erforderlichen qualitati-ven und hygienischen Anforderungen sicherzustellen.\r\nUnternehmen sollten unter bestimmten Bedingungen das Recht haben, den Zugang zu ihrer physischen Infrastruktur zu verweigern. Ohne sachgerechte Ablehnungsgründe für Mitnut-zungsansprüche besteht das Risiko, dass volkswirtschaftlich nicht sinnvolle Doppelausbauten\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\ngefördert werden. Dies würde den Glasfaserausbau in Deutschland erheblich gefährden. Getä-tigte Investitionen der erstausbauenden Unternehmen würden anderenfalls entwertet werden.\r\nDie derzeitigen Ausnahmeregelungen des Art. 3 Abs. 6 GIA bestimmen, dass Eigentümer physi-scher Infrastruktur den Zugang zu bestimmten physischen Infrastrukturen nur verweigern kön-nen, wenn vom selben Netzbetreiber tragfähige Alternativen für den diskriminierungsfreien of-fenen aktiven Zugang zu Gigabitnetzen auf Vorleistungsebene bereitgestellt werden. Zudem knüpft sich die Vorgabe an die Bedingung, dass das Aufbauprojekt des antragstellenden Betrei-bers das gleiche Gebiet abdecken muss.\r\nNach Auffassung des BDEW ist diese Regelung zu eng gefasst und greift in einigen wichtigen Anwendungsfällen nicht. Fälle, bei denen ein Open Access-Produkt nicht von dem Besitzer der Infrastruktur – aber zum Beispiel von einem Schwesterunternehmen angeboten werden kann – werden derzeit von der Regelung ausgenommen und stellen keine ausreichenden Ableh-nungsgründe dar.\r\nDer BDEW fordert daher eine Erweiterung der Ausnahmegründe, um einen volkswirtschaftlich nicht sinnvollen Doppelausbau nicht unnötig zu fördern. Das BMDS sollte sich auch auf europä-ischer Ebene dafür einsetzen, dass die Ausnahmeregelung weiter gefasst wird. Die Bedingungen des Art. 3 Abs. 6 GIA wonach die tragfähige Alternative von demselben Netzbetreiber angebo-ten werden muss, sollte gestrichen werden.\r\n1.2 Bürokratischen Mehraufwand bei den Transparenzvorgaben zu geplanten Bauarbeiten begrenzen\r\nBei der Umsetzung des Art. 4 Abs. 1 GIA bezüglich der Einrichtung einer Umsetzung der Trans-parenzvorgaben zu geplanten Bauarbeiten, plant das BMDS nicht einen zentralen Baustellenat-las bei der Bundesnetzagentur einzurichten, sondern eine Nutzung der in den verschiedenen Bundesländern bereits bestehenden digitalen Lösungen zu ermöglichen.\r\nGrundsätzlich sieht der BDEW selten einen Mehrwert bei der Koordinierung des Glasfaseraus-baus mit anderen Baumaßnahmen anderer Infrastrukturbetreiber. Dies verzögert zumeist nur die Prozesse und rechnet sich betriebswirtschaftlich nicht. Dies ergibt sich aus den spezifischen Vorgaben beim Ausbau einzelner Infrastrukturen, da diese jeweils eine andere Grabenlänge und -tiefe voraussetzen, die für den Ausbau von Glasfaser nicht notwendig sind. Zudem muss immer die zeitliche Komponente zusammenpassen, um in der Lage sein zu können, einen potenziellen Mehrwert heben zu können.\r\nIn Bezug auf die Umsetzung der europäischen Vorgaben, gibt der BDEW zu bedenken, dass ein Baustellenatlas in jeglicher Form einen bedeutenden bürokratischen Mehraufwand für Unter-nehmen darstellt. Das Beibehalten der vorhandenen digitalen Plattformen der Bundesländer\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nbietet jedoch nur einen geringen Vorteil: Verbesserter Schutz von kritischen Infrastrukturen durch dezentrale Datenhaltung, Planungskontinuität bei ausbauenden Unternehmen und ge-ringere Kosten, da keine neue Datenplattform auf Bundesebene geschaffen werden muss. Gleichzeitig hindern die föderalen Unterschiede der Plattformen und Vorgaben bei der Daten-erhebung den bundeslandübergreifenden Ausbau.\r\nDeshalb sollten die Vorgaben über zu liefernde Infrastrukturdaten bundeslandübergreifend harmonisiert werden, um zusätzlichen Bürokratieaufwand zu vermeiden. Die Vorgaben sollten dabei Aspekte der Datenqualität sowie der Aktualität beinhalten.\r\n1.3 Anpassungen von Datenlieferungspflichten bei der Umsetzung der zentralen Informati-onsplattform\r\nBei der Adaption der rechtlichen Vorgaben des GIA bezüglich der zentralen Informationsplatt-form plant das BMDS den Kreis der Einsichtnahmeberechtigten nach den bestehenden TKG-Regelungen beizubehalten. Über die Informationen bezüglich der Bauauskunft des Art. 4 Abs. 1 GIA hinausgehend, sollen weitere Informationen über die tatsächliche Verfügbarkeit der physi-schen Infrastrukturen, unbeschaltete Glasfaserkabel und Richtfunkstrecken in den Infrastruktu-ratlas (ISA) aufgenommen werden.\r\nDer BDEW hinterfragt die generelle Ausrichtung der Datenlieferungspflichten. Zunächst muss hier erneut die Zielsetzung des Koalitionsvertrages benannt werden: Keine bürokratische Über-erfüllung bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht und Datenerhebungen und Mel-dungen für Unternehmen werden reduziert. Eine Übererfüllung der europäischen Vorgaben er-zeugt den gegenteiligen Effekt. Die Zusatzlieferung sollten daher nicht in das TKG aufgenommen werden.\r\nDarüber hinaus sollten die Datenlieferungspflichten an den ISA aufgrund des Schutzes kritischer Infrastrukturen neu ausgerichtet werden – dieser ist durch anlasslose Datensammlung und -speicherung an einer zentralen Stelle nicht ausreichend gewährleistet. Aufgrund der sicher-heitspolitischen Lage seit dem Angriff Russlands auf die Ukraine im Jahr 2022 sollte das Sicher-heits- und Datenlieferungskonzept für den ISA überarbeitet und derzeitige Zugriffsrechte kri-tisch evaluiert werden1.\r\n1 Eine ausführliche Positionierung zu den notwendigen Änderungen an dem ISA aus Sicht des BDEW finden Sie im Abschnitt 4.\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nDie zentrale Speicherung und Übermittlung sensibler Infrastrukturdaten birgt Sicherheitsrisiken und sollte daher nur bei konkretem Anlass und nach den Datenschutzprinzipien erfolgen. Über-mittlungsvorgänge und Zugriffsrechte sind auf das Notwendigste zu beschränken. In der Praxis erfolgt die Weitergabe aktueller, relevanter Informationen bei Bedarf durch die Infrastruktur-betreiber unter Einhaltung hoher Sicherheitsstandards. Ein Gigabit-Grundbuch mit vorrecher-chierten Daten birgt hingegen ein unverhältnismäßig hohes Sicherheitsrisiko bei nur geringem Mehrwert an Transparenz.\r\n2 Regelungen zu Ausbau und Mitnutzung der gebäudeinternen Netzinfrastruktur (Verkabelung)\r\nAngesichts des fortschreitenden Ausbaus von Glasfasernetzen plant das BMDS, nun auch die Errichtung von Glasfaserinfrastruktur innerhalb von Gebäuden (Netzebene 4) gezielt zu fördern. Der BDEW sieht weitere gesetzgeberische Anreize als unerlässlich an, um den flächendecken-den Zugang zu Glasfasernetzen bis 2030 sicherzustellen. Ein diskriminierungsfreier Wettbewerb auf der Netzebene 4 sollte dabei dringend sichergestellt sein.\r\nAus den Eckpunkten geht derzeit jedoch nicht eindeutig hervor, auf welcher (kostenbasierten) Berechnungsmethode die einzelnen angegebenen Beträge für das Glasfaserbereitstellungs- und Mitnutzungsentgelt beruhen. Gleiches gilt bei der Frage, ob die Beträge bedarfsgerecht ermittelt wurden. Zudem sollte insgesamt eine wirtschaftliche Gleichstellung mit dem im Rah-men des § 145 TKG festgelegten Entgelten gewährleistet werden.\r\nNeben regulatorischen Anpassungen kommt insbesondere der Förderung der Endkundennach-frage eine zentrale Rolle zu. Die Vorteile und künftigen Einsatzmöglichkeiten von Glasfaseran-schlüssen sollten stärker kommuniziert werden, um die Nachfrage nachhaltig zu steigern. Eine bundesweit koordinierte Informationskampagne könnte hierbei ein wirkungsvoller Bestandteil der Gesamtstrategie sein.\r\n2.1 Glasfaserbereitstellungsentgelt kostendeckend ausgestalten\r\nNach Einschätzungen der BDEW-Mitglieder kann das Glasfaserbereitstellungsentgelt (nach § 72 TKG) ein wichtiges Instrument darstellen, um Anreize für den weiteren NE4-Ausbau zu schaffen. Die derzeitig angesetzten Kostenstrukturen sind jedoch aufgrund der gestiegenen Herstellungs-kosten nicht mehr sachgerecht. Durch die zu niedrigen Beträge findet das Glasfaserbereitstel-lungsentgelt in der Praxis wenig Anwendung. Darüber hinaus sollte das Instrument stärker ent-bürokratisiert werden, um stärker genutzt werden zu können.\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich die Erhöhung der umlagefähigen Kosten auf 960 € brutto und die Verlängerung der Wirksamkeit des Glasfaserbereitstellungsentgelt bis 2032. Beide Maßnah-men könnten maßgeblich zur Kostendeckung beitragen.\r\nJedoch ist fraglich, mit welcher Berechnungsmethode der neue Betrag festgelegt wurde und wie das entsprechende Berechnungsmodell eine fortlaufende Kostendeckung auch im Falle wei-terer Verlängerungen des Glasfaserbereitstellungsentgelts gewährleistet. Zudem sollte eine Aufhebung der Begrenzung bis 2032 stattfinden, da das Instrument auch nach diesem Zeitraum von Relevanz sein wird.\r\nAllerdings funktioniert das Instrument in der Praxis nur, wenn es von allen ausbauenden Unter-nehmen genutzt wird. Bauen einzelne Unternehmen ohne Glasfaserbereitstellungsentgelt aus, müssen diese Kosten nicht auf die Nebenkosten umgelegt werden. Wettbewerber werden dadurch bei der Auftragsvergabe benachteiligt, falls der Ausbau mit dem Bereitstellungsentgelt finanziert werden sollte.\r\nHinzu kommt, dass der Betreiber eines öffentlichen Telekommunikationsnetzes keine finanzi-elle Kompensation für Kosten erhält, die ihm im Zusammenhang mit dem Anschluss eines An-bieters von TK-Diensten entstanden sind. Hierauf wird im Eckpunktepapier des BMDS zurecht hingewiesen. Die Kosten für den jeweiligen Aufwand können jedoch von Fall zu Fall stark vari-ieren. Die Begrenzung eines neuen einheitlichen Zugangsentgeltes auf 60 Euro netto ist daher abzulehnen – die Berechnungsmethode zur Festlegung der Höhe des Betrages ist nicht nach-vollziehbar. Es braucht auch eine Klarstellung, ob es sich bei den 60 EUR um ein einmaliges Ent-gelt für eine Zugangsvereinbarung mit im Zweifel unbestimmter Laufzeit handelt.\r\nAlternativ sollte eine Bestimmung in das TKG eingeführt werden, wonach der Betreiber des öf-fentlichen Telekommunikationsnetzes verpflichtet wird, auf Anfrage einen Nachweis über die tatsächlich angefallenen Kosten vorzulegen. Auf dieser Grundlage könnte eine individuelle Kos-tenerstattung erfolgen.\r\n2.2 Recht auf Vollausbau muss zu einer tatsächlichen Beschleunigung und nicht Sanktions-system führen\r\nDas BMDS erwägt im Rahmen des Eckpunktepapiers, über § 11 Abs. 4 GIA hinaus, ein Recht auf Vollausbau zu schaffen, das an verschiedene Voraussetzungen geknüpft werden soll. Der BDEW begrüßt grundsätzlich eine erleichterte Möglichkeit zum Vollausbau. Die bisher übliche Frag-mentierung durch den Anschluss einzelner Wohneinheiten verzögert den Ausbau auf der Netz-ebene 4 erheblich und verursacht zusätzliche Kosten für die ausbauenden Unternehmen. Auch für Eigentümer und Mieter ist der sukzessive Ausbau nachteilig, da er zu mehrfachen Bauarbei-ten und doppeltem Infrastrukturaufwand führt.\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nDie vorgesehenen Voraussetzungen – Abschluss eines Endkundenvertrags, Zustimmung des Ge-bäudeeigentümers und die Errichtung einer vollständigen Glasfaserinfrastruktur – halten wir für sachgerecht.\r\nKritisch sehen wir jedoch die vorgesehene Ausbaufrist von neun Monaten. Im Eckpunktepapier wird nicht definiert, ab welchem Zeitpunkt diese Frist beginnt (z. B. ab Anfrage des Mieters beim TK-Netzbetreiber oder ab Zustimmung des Eigentümers für den Ausbau). Abhängig von den Vo-raussetzungen für den Start der Frist ist fraglich, ob eine Ausbaufrist von neun Monaten im Regelfall ausreichend ist.\r\nBeim Planungs- und Ausbauprozess kann es zu erheblichen unvorhersehbaren Verzögerungen kommen. Beispiele hierfür sind die schwere Erreichbarkeit oder ausbleibende Rückmeldungen der Wohnungseigentümer. Diese extern verursachten Verzögerungen lassen sich nicht verläss-lich kalkulieren, sodass die Einhaltung der Frist nicht in jedem Fall gewährleistet werden kann. Extern erzeugte Verzögerungen sollten daher nicht als Sanktion auf das ausbauende Unterneh-men zurückfallen.\r\nHinsichtlich einer möglichen Grundrechtsbetroffenheit von Gebäudeeigentümerinnen und -ei-gentümern erachtet der BDEW die vorgesehenen Maßnahmen als verhältnismäßig, um einen zügigen und diskriminierungsfreien Zugang der Endverbraucherinnen und Endverbraucher zum Glasfasernetz sicherzustellen.\r\n2.3 Investitionsschutz in die NE3 und NE4-Netze durch Zugangsverweigerungsrecht sicher-stellen\r\nDer BDEW unterstützt grundsätzlich das Ziel, Investitionen in die NE3- und NE4-Netze zu schüt-zen. Ein befristetes Zugangsverweigerungsrecht kann hierzu ein geeignetes Instrument sein. Al-lerdings ist darauf zu achten, dass die Dauer dieses Schutzzeitraums über die marktübliche Min-destvertragslaufzeit von zwei Jahren deutlich hinausgeht – nur so entsteht ein echter Investiti-onsanreiz für ausbauende Unternehmen. Eine zu kurze Frist würde keinen effektiven Schutz bieten und somit das Ausbauengagement potenziell schwächen.\r\n2.4 Überregulierung bei der Ausgestaltung des Mitnutzungsentgelts vermeiden\r\nDas BMDS schlägt vor, das Mitnutzungsentgelt als Refinanzierungsmöglichkeit für Ausbau auf der Netzebene 4 anzupassen. Eine ex-ante Entgeltregulierung für die Mitnutzungsentgelte wird jedoch vom BDEW klar abgelehnt. Eine solche Maßnahme würde zu einer übermäßigen Regu-lierung führen, da bereits heute mit dem bestehenden Streitbeilegungsverfahren und der Mög-lichkeit der Entgeltfestlegung durch die Bundesnetzagentur ein funktionierender und diszipli-nierender Mechanismus besteht. Das Mitnutzungsentgelt sollte daher nicht ohne Not von der bisherigen freien Verhandlungslösung abweichen. Für die Refinanzierung des Netzausbaus und\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\neine nachhaltige Beteiligung alternativer Netzbetreiber sind wirtschaftlich angemessene und frei verhandelbare Bedingungen unerlässlich.\r\n2.5 Einheitliche technische Standards für den NE4-Ausbau begrüßenswert\r\nDer BDEW begrüßt die Einführung verbindlicher Mindeststandards gemäß Art. 10 Abs. 4 und 5 GIA ausdrücklich. Einheitliche technische Anforderungen können wesentlich zur Effizienz beim Ausbau und Betrieb gebäudeinterner Glasfaserinfrastrukturen beitragen und gleichzeitig sicher-stellen, dass allen Anbietern ein diskriminierungsfreier Netzzugang in gleicher Qualität ermög-licht wird. Auch aus Sicht der Endnutzer ist eine moderne, zukunftssichere Gebäudeinfrastruk-tur von zentralem Interesse. Ein subjektives Recht auf entsprechende Ausstattung würde den Ausbau der Netzebene 4 zusätzlich fördern und die Nachfrage nach leistungsfähigen Glasfaser-anschlüssen stärken.\r\n3 Genehmigungsverfahren vereinfachen und Netzausbau beschleunigen\r\nDer BDEW begrüßt die Zielsetzung des BMDS durch das geplante Änderungspaket die Rahmen-bedingungen für den weiteren Netzausbau anzupassen, um eine weitere Beschleunigung der Ausbaudynamik zu ermöglichen. Besonders hervorzuheben ist hierbei die Einführung des über-ragenden öffentlichen Interesses durch das TKG-Änderungsgesetz 2025. Die Regelung hat be-reits beim Ausbau Erneuerbarer Energien deutliche Beschleunigungen erzeugt – das Momen-tum kann nun auf den Ausbau im Telekommunikationsbereich übertragen werden. Neben den rechtlichen Implikationen wird durch den Beschluss ein positives „psychologisches“ Zeichen für den weiteren Ausbau gigabitfähiger Konnektivität gesetzt.\r\nEs lässt sich festhalten, dass eine Vielzahl der nun vorgebrachten Vorschläge bereits Teil des in der letzten Legislaturperiode diskutierten TK-NABEG waren, die der BDEW zu einem Großteil begrüßt hatte. Nun gilt es, die Beschleunigungsmaßnahmen tatsächlich konsequent umzuset-zen.\r\n3.1 Ergänzende Anzeigeverfahren können bei richtiger Ausgestaltung Unternehmen entlas-ten und Ausbaudynamik fördern\r\nDer BDEW begrüßt, dass ergänzend zu dem Genehmigungsverfahren der wegerechtlichen Zu-stimmung, ein Anzeigeverfahren, zur Entlastung von TK-Unternehmen und Behörden geschaf-fen werden soll. Unserer Ansicht nach ist jedoch die konkrete Ausgestaltung der zu bestimmen-den Kriterien für Tiefbauunternehmen entscheidend. Im Zuge der Verlegungsarbeiten werden bereits jetzt häufig Schäden an Kabeln und Leitungen der bestehenden Infrastruktur festge-stellt, da Qualitätsstandards bei den Verkehrssicherungspflichten (Leitungsauskunft, Hand-schachtung, Suchschlitze bei Horizontalbohrverfahren) nicht eingehalten werden.\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nBei der Festlegung der Kriterien für zugelassene fachkundige Tiefbauunternehmen sollte auf bestehende Standards und Rechtsprechung zurückgegriffen werden. Der BDEW verweist des-halb auf die Anforderungen der DGUV (Deutsche Gesetzliche Unfallversicherung) Vorschrift 103-017 (ehemals BGI 759) \"Schutzmaßnahmen bei Erdarbeiten in der Nähe erdverlegter Kabel und Rohrleitungen\". Mindeststandards sollten sich zudem aus der Handreichung „Glasfaser-netze – Qualitätssicherung bei der Errichtung von Gigabitnetzen“ des BMDS ergeben. Darüber hinaus können folgende Informationen zur Orientierung dienen:\r\n• Merkblatt der BG Bau: C 472 (Erdverlegte Leitungen Kabelschutzanweisungen der Lei-tungsbetreiber\r\n• DVGW-Hinweis GW 315 (Hinweise für Maßnahmen zum Schutz von Versorgungsanla-gen bei Bauarbeiten)\r\n• DIN 18222 zum Trenching-, Fräs- und Pflugverfahren zur Legung von Leerrohrinfrastruk-turen und Glasfaserkabeln für Telekommunikationsnetze\r\nTK-Netzbetreiber sollten unmittelbar nach der Ausbauentscheidung die Planungen für den Glas-faserausbau – wie sie auch bereits der Gemeinde bzw. dem Straßenbaulastträger vorgelegt wurden – allen relevanten Versorgungsunternehmen übersenden und eine Leitungsauskunft einholen. Die jeweils zuständigen Ansprechpartner sind in der Regel den Kommunen, Tiefbau-unternehmen und deren Dienstleistern bekannt.\r\nDer BDEW unterstützt die Überlegung des BMDS, dem Wegebaulastträger erweiterte Eingriffs-befugnisse schon in der Bauphase zur Verfügung zu stellen.\r\n3.2 Verkürzte Genehmigungsfristen konsequent umsetzen\r\nLangwierige Genehmigungsverfahren stellen eine der größten Hindernisse für einen schnellen Glasfaser- und Mobilfunkausbau dar. Die Antragsstellung und Genehmigung für den Ausbau von Gigabitnetzen sollen nach Plänen des BMDS vonseiten des Straßenbaulastträgers bzw. der zu-ständigen Verkehrsbehörde beschleunigt werden.\r\nDer BDEW befürwortet die in § 127 Abs. 3 Satz 1 TKG geplante Verkürzung der wegerechtlichen Zustimmung (Eintritt der Genehmigungsfiktion) von drei auf zwei Monate. Es sollte zusätzlich eine Fristverkürzung bei Unvollständigkeit der Antragsunterlagen erfolgen, um den richtigen Beschleunigungsimpuls zusätzlich zu stärken.\r\nKritisch sehen wir hingegen die Verlängerung der Zustimmungsfristen im Falle von Schwierig-keiten von einem auf zwei Monate. Diese Regelung konterkariert die angestrebten Beschleuni-gungsmaßnahmen. Eine Beibehaltung der einmonatigen Frist ist – insbesondere vor dem Hin-tergrund der zunehmenden Nutzung des OZG-Breitbandportals zur digitalen Antragstellung – verhältnismäßig und würde zu einer weiteren Beschleunigung der Verfahren beitragen.\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nDie Zustimmungsfiktion gem. § 127 Abs. 3 Satz 1 TKG kann unter den derzeit vorgesehenen Regelungen ihre Wirkung nicht vollumfänglich entfalten. In der Praxis beginnen Tiefbauunter-nehmen häufig nicht mit den Bauarbeiten, wenn keine offizielle Bescheinigung über die Geneh-migung vorliegt. Ein Verweis auf die rechtliche Regelung ist ebenfalls ungenügend. Daher sollte der Antragsteller eine schriftliche Bestätigung über den Eintritt der Fiktion vom zuständigen Wegebaulastträger erhalten.\r\n3.3 Regelungsbeispiele für geringfügige bauliche Maßnahmen weiter fassen\r\nDie Einführung von Regelungsbeispielen für geringfügige bauliche Maßnahmen, die anschlie-ßend ohne zusätzliche Genehmigung durchgeführt werden können, ist positiv zu bewerten. Die Regelungsbeispiele könnten den Ausbau weiter beschleunigen und zur bürgerfreundlichen Um-setzung von Ausbaumaßnahmen beitragen.\r\nDas BMDS hat richtig erkannt, dass das bisherige Verfahren für geringfügige bauliche Maßnah-men anhand von Verwaltungsvorschriften, die von jeweiligen Wegebaulastträgern erlassen werden in der Praxis keine Anwendungen finden. Der Verweis auf Verwaltungsvorschriften nach § 127 Abs. 4 S. 1 sollte im Rahmen des späteren geänderten TKG auch gestrichen werden.\r\nNeben der Errichtung von Hausstichen, bauliche Maßnahmen von begrenzter Größe auf Geh-wegen oder in Seitenbereichen – die in der Praxis nur einen kleinen Teil der Gesamtbaumaß-nahmen eines Glasfaserausbauprojektes darstellen, sollten weitere geringfügige Baumaßnah-men im TKG ergänzt werden. Denkbar wären aus Sicht des BDEW folgende weitere Regelungs-beispiele:\r\n• Bauliche Maßnahmen von einer Dauer von bis zu 5 Arbeitstagen\r\n• Bauliche Maßnahmen zur Anbindung eines Neubaugebietes mit maximal 10 Gebäuden\r\n• Errichtung von Gräben für Hauszuführungen sowie für die Instandhaltung, für Querun-gen und Legungen\r\n• Bauliche Maßnahme der Errichtung eines Versorgungsschachtes\r\nDie Auflistung von Regelbeispielen sollte dabei keinen abschließenden Charakter haben, son-dern bei Bedarf ergänzt werden können.\r\nNeben der Ergänzung der Liste von Regelungsbeispielen, sollte eine möglichst kurze Frist zur Aufforderung einer Antragsstellung gewählt werden. Durch die derzeitige Frist von einem Mo-nat kann die Regelung keine echte Beschleunigung herbeiführen. Der BDEW schlägt eine Frist von 5 Werktagen vor, die dem Ziel der Maßnahme Rechnung tragen würde. Die Frist im Zusam-menhang mit unvollständigen Anträgen sollte ebenfalls maximal 5 Werktage betragen.\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\n3.4 Regelung zu prioritärer Stromanbindung von Mobilfunkmasten im TKG schafft Doppel-regelungen und ist keine Lösung für begrenzte Netzkapazitäten\r\nDas BMDS schlägt im Eckpunktepapier vor, sich für eine Priorisierung von Mobilfunkmasten beim Stromnetzanschluss einzusetzen. Eine entsprechende Regelung soll Eingang in die neue Fassung des TKG finden. Der BDEW lehnt dieses Ansinnen vor dem Hintergrund geltender ener-gierechtlicher Vorgaben ab.\r\nDas Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) unterscheidet hinsichtlich des Netzanschlusses nicht zwi-schen verschiedenen Gruppen von Anschlussnehmern. Anlagen zum Letztverbrauch, zur Spei-cherung elektrischer Energie sowie nachgelagerte Netzbetreiber mit eigener Versorgungsauf-gabe sind grundsätzlich gleichberechtigt zu behandeln.\r\n§ 17 EnWG sieht keine absolute Gleichbehandlungspflicht vor: Im Rahmen des Gebots diskrimi-nierungsfreien Handels ist es dem Netzbetreiber möglich, zwischen verschiedenen Gruppen von Anschlusspetenten zu differenzieren, wenn und soweit es hierfür einen sachlich gerecht-fertig-ten Grund gibt. Ein sachlicher Grund kann sich z. B. aus § 11 Abs. 1 Satz 1 EnWG ergeben, der die Netzbetreiber dazu verpflichtet, den Betrieb, die Optimierung und den Ausbau des Netzes an den Erfordernissen im Verkehrs-, Wärme-, Industrie- und Strombereich auszurichten, um Treibhausgasneutralität zu ermöglichen. Aus der Erfüllung dieser Verpflichtung kann sich bei-spielsweise ein sachlicher Grund für eine Differenzierung zwischen Anschlussvor-haben erge-ben, soweit bzw. in dem Umfang, in dem derartige Vorhaben beispielsweise in der Netzplanung berücksichtigt sind.\r\nDie zentrale Herausforderung beim Netzanschluss von Mobilfunkmasten besteht vielmehr da-rin, dass sowohl die Herstellungs- als auch die Betriebskosten der oft überlangen Netzanschluss-leitungen die Grenze der wirtschaftlichen Unzumutbarkeit überschreiten und sich dar-aus ein Kostenstreit zwischen Netzbetreiber und dem TK-Unternehmen entwickeln kann.\r\nBei TK-Unternehmen ist der Kostenfaktor für Errichtung und Betrieb infolge der oft beträchtli-chen Leitungslängen entscheidend. Problematisch sind regelmäßig solche Funkmasten, die sich im bauplanungsrechtlichen Außenbereich befinden und z.T. kilometerlange Netzanschlüsse mit eigens errichteten Trafostationen benötigen. Damit verbunden sind erhöhte Anschluss- und Be-triebskosten der Verteilnetzbetreiber, an denen TK-Unternehmen sich angemessen beteiligen müssen.\r\nHier ist zu beachten, dass die Netzanschlussherstellung teilweise in der Einzelfallbetrachtung wirtschaftlich nicht zumutbar ist, wenn über die Erstattung der notwendigen Anschlusskosten hinaus die tatsächlichen Kosten des Netzbetreibers in einem krassen Missverhältnis zu den durch Netzentgelte und Baukostenzuschüsse zu erwirtschaftenden Erlösen stehen. Die zu er-wartenden Betriebskosten der Anschlussleitung umfassen den Aufwand für die nachstehenden\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\nTätigkeiten und können je nach Trassenverlauf stark schwanken: u.a. Wartung, Unterhaltung, Folgekosten (z.B. Kosten der Leitungssicherung/-Umlegung im Falle von Straßenbaumaßnah-men), Entstörung, Kosten für Wegerechte, Bahnkreuzungen.\r\nNach geltender Rechtslage haben TK-Unternehmen nach §§ 17 und 18 EnWG einen Anspruch auf die Herstellung eines Netzanschlusses zu angemessenen und diskriminierungsfreien Bedin-gungen. Allerdings gibt diese rechtliche Grundlage – wie dargelegt – auch vor, dass keine Prio-risierung einzelner Anschlussnachfrager stattfinden darf.\r\nVorgaben zur priorisierenden Stromnetzanschlüssen im TKG würde eine Doppelregelung er-zeugen, durch die bürokratischer Mehraufwand und rechtlichen Unsicherheiten für Energieun-ternehmen entstehen. Insofern besteht auch aus tatsächlichen Gründen kein Bedarf für eine zusätzliche Regelung im TKG und eine Priorisierung sollte nicht im TKG aufgenommen werden.\r\nNetzkapazitäten sind bereits heute ein begrenztes Gut. Die Bevorzugung von Mobilfunkmasten bei Netzanschlüssen würde andere dringend benötigte Anwendungen – etwa Wärmepumpen, Ladeinfrastruktur für Elektromobilität oder Rechenzentren – stark und unverhältnismäßig be-nachteiligen.\r\nPriorisierungsentscheidungen sollten daher auf Grundlage energiepolitischer Gesamtziele ge-troffen werden. Hier braucht es neue Konzepte und Verfahren wie flexible Netzanschluss-ver-einbarungen gemäß § 17 Abs. 2b EnWG, um diskriminierungsfrei mit Anschlussanfragen umzu-gehen. Der Gesetzgeber könnte zudem weitere Vorgaben zur Flexibilisierung des Netzanschlus-ses schaffen, die alle Stromanschlussbegehren gleichermaßen fördern. Dies sind jedoch ener-gie- statt digitalpolitische Fragestellungen – betreffende Fragen sollten daher nicht im TKG fest-gelegt werden.\r\nEine Lösung des Problems sieht der BDEW in einer angemessenen Beteiligung der Tower Com-panies an den Herstellungs- und laufenden Betriebskosten, wodurch die wirtschaftliche Zumut-barkeit der oft überlangen Netzanschlüsse ermöglicht wird.\r\n3.5 Kommentierung weiterer angestrebter Beschleunigungsmaßnahmen des BMDS\r\n• Eine rechtliche Klarstellung zu den unnötigen Aufbruchgenehmigungen befürwortet der BDEW, da wir in dieser eine Möglichkeit für weitere Ausbaubeschleunigungen und Bü-rokratieabbau sehen.\r\n• Den Vorschlag, die Ermächtigung zum Erlass von Nebenbestimmungen zur wegerechtli-chen Zustimmung gem. § 127 Abs. 8 TKG klarer zu fassen, sehen wir kritisch, da dies eine de facto Ausweitung der Möglichkeit für Nebenbestimmungen bedeuten würde. Dies würde Ausbauprozesse unnötigerweise verlängern und zusätzlichen Koordinierungsauf-wand zwischen dem ausbauenden Unternehmen und Wegebaulastträger schaffen.\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\n3.6 Weitere Vorschläge zur Beschleunigung des Ausbaus von Gigabitnetzen\r\n• Der BDEW sieht in der konsequenten Umsetzung der Digitalisierung der Antrags- und Genehmigungsverfahren eines der größten Potenziale zur Beschleunigung des Glasfa-ser- und Mobilfunkausbaus. Die Erwartungen bleiben hier deutlich hinter dem Anspruch zurück, bundesweit und flächendeckend digitale Verfahren zu ermöglichen. Daher sollte ein Rechtsanspruch auf die digitale Antragsstellung im TKG verankert werden. Dies würde beispielsweise die beschleunigte Umsetzung des OZG-Breitbandportals sicher-stellen. Bundesweit sollte dabei das OZG-Breitbandportal als zentrale elektronische Schnittstelle angewendet werden.\r\n• Der BDEW sieht in der Mitnutzung von Bestandsinfrastruktur und Liegenschaften von Energieversorgungsunternehmen ein erhebliches Beschleunigungspotenzial für den weiteren Mobilfunkausbau, indem Anlagen mit Mobilfunkantennen ausgestattet wer-den. Hierdurch könnten weiße und graue Flecken systematisch geschlossen werden. Eine Studie von WIK-Consult vom Juli 2025 verdeutlicht, dass durch die Mitnutzung be-stehender Infrastrukturen von Energieversorgern rund 20 % der weißen sowie 40 % der weißen und grauen Flecken in Deutschland kosteneffizient geschlossen werden könn-ten. 400 Mio. € an Ausbaukosten könnten eingespart werden – diese Mittel müssten anderenfalls aus dem öffentlichen Haushalt bereitgestellt werden2.\r\nDerzeit bestehen allerdings wesentliche Hürden, die einem kooperativen Infrastruktur-ausbau im Wege stehen. Im TKG sollte daher ein regulatorisches Instrument aufgenom-men werden, das Mobilfunknetzbetreiber bzw. Tower Companies zur Prüfung verfügba-rer Alternativstandorte verpflichtet. Durch ein Prüfgebot sollte, bei der Beantragung neuer Mobilfunkmasten, eine dokumentierte Prüfung bestehender Infrastrukturen Be-standteil des Genehmigungsverfahrens sein. Bauämter sollten bei Vorliegen zumutbarer Mitnutzungsoptionen die Möglichkeit erhalten, Anträge abzulehnen.\r\nDarüber hinaus braucht es eine koordinierende Vermittlungsstelle, die Suchkreise der Mobilfunknetzbetreiber mit verfügbaren Bestandsinfrastrukturen abgleicht. Um keine kritischen geschäftlichen Informationen teilen zu müssen, könnte dieser Austausch ano-nymisiert stattfinden. Die Mobilfunkinfrastrukturgesellschaft (MIG) könnte als geeig-nete Organisation diesen Matching-Prozess zukünftig übernehmen.\r\n2 WIK-Consult (2025): Beitrag passiver Infrastrukturen von Energieversorgern zur Mobilfunkversorgung: WIK - Wissenschaftliches Institut für Infrastruktur und Kommunikationsdienste GmbH\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\n4 Umsetzung weitere Anpassungen durch das TKG-Änderungspaket\r\nNeben den angesprochenen Beschleunigungsmaßnahmen will das BMDS weitere Änderungen des TKG durchführen.\r\n4.1 Änderungen beim Gigabit-Grundbuchs mit Sicherheits- und Zugriffskonzept im TKG ver-binden\r\nBei der Etablierung des Gigabit-Grundbuch als einheitliches Informationsportal – wie es der GIA vorsieht – sollte aus Sicht des BDEW notwendigen Anpassungen beim Sicherheits- und Zugriffs-konzept durchgeführt werden. Aufgrund der sicherheitspolitischen Lage müssen neue Transpa-renzvorschriften zwingend mit Sicherheitsregelungen Hand in Hand gehen, da anderenfalls das Risiko von physischen Angriffen auf kritische Infrastrukturen unnötig steigt. Der Status quo ist aus Sicht des BDEW nicht tragbar und sollte zügig durch neue Regelungen im TKG verbessert werden. Darüber hinaus stellen neue Transparenzvorgaben für das Gigabit-Grundbuch immer eine erhebliche bürokratische Belastung für Unternehmen dar, ohne einen sinnvollen Mehr-wert zu schaffen.\r\nEin neues Sicherheits- und Zugriffskonzept sollte sich an einer strikten Anwendung des „Need to Know“-Prinzips orientieren. Lediglich in wenigen Fällen ist es für andere Netzbetreiber sowie für Behörden notwendig, die exakte geografische Lage von Telekommunikationsnetzen zu ken-nen. In den relevanten Fällen könnte der Austausch von Daten bilateral zwischen den Beteilig-ten auf Basis professioneller Übertragungs- und Speichermethoden und unter Wahrung der Vertraulichkeit stattfinden. Hierdurch entfällt die Notwendigkeit einer zentralen Speicherung sensibler Daten.\r\nDarüber hinaus sollten Ausnahmeregelungen für Datenlieferungen nach § 79 Abs. 3 TKG für ver-schiedene Infrastrukturkategorien eingeführt werden:\r\n1. Kritische Infrastrukturen werden derzeit unzureichend geschützt. Denn Infrastrukturen, die zur Funktionsfähigkeit von kritischer Infrastruktur notwendig sind, sind derzeit nicht von Datenlieferungen ausgenommen, obwohl diese nachweislich schutzbedürftig sind. Unzureichende Ausnahmeregelungen von der Datenlieferungspflicht resultieren aus der Notwendigkeit, dass Infrastrukturen alle drei in § 79 Abs. 3 Nummer 3 TKG genannten Kriterien erfüllen müssen. Jedoch kann auch eine Sabotage elektronischer Kommunika-tionsnetze zu erheblichen Schäden führen, falls diese zur Steuerung kritischer Infrastruk-tur genutzt werden.\r\n2. Eine Begrenzung eines bürokratischen Mehraufwands könnte zudem erzielt werden, in-dem Infrastrukturbetreiber zukünftig lediglich Geoinformationsdaten zuliefern müss-ten, wenn die jeweiligen Infrastrukturen auch für den weiteren Netzausbau genutzt wer-den kann. Derzeit werden eine Vielzahl von Daten zu unterschiedlichen Infrastrukturen\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\ngeliefert, bei denen eine Mitnutzung aufgrund technischer Spezifikationen von vornhe-rein ausgeschlossen ist. In diesen Fällen sollte das BMDS ebenfalls eine Ausnahme von Datenlieferpflichten vorsehen.\r\n4.2 Schutz kritischer Infrastruktur durch Ausnahmen bei Datenerhebung und -nutzung\r\nTrotz der Ausnahmemöglichkeit von Datenlieferungspflichten an den ISA nach § 79 Absatz 3 Nummer 3 TKG, müssen kritische Daten immer erst an die Bundesnetzagentur geliefert werden. Bei Cyberangriffen stellen die zentral gespeicherten Daten eine erhebliche Angriffsfläche dar. Eine Klassifizierung als kritische Infrastruktur reicht derzeit nicht für eine Ausnahme von Daten-lieferungspflichten (nach § 79 Absatz 3 Nummer 3 TKG aus). Neben den sicherheitspolitischen Bedenken führt dies auch zu einem unverhältnismäßigen bürokratischen Mehraufwand für Un-ternehmen. Daher sollte das BMDS an dieser Stelle erneut die Zielsetzungen des Koalitionsver-trages auf den ISA und Gigabit-Grundbuch übertragen.\r\nUm der veränderten sicherheitspolitischen Lage Rechnung zu tragen, sollten Geoinformations-daten (nach 136 Absatz 3 TKG und § 153 Absatz 3 TKG) zu elektronischen Netzen – sowie ande-rer kritischer Infrastruktur – nicht mehr über das Gigabit-Grundbuch, sondern über Kontaktper-sonen der zuständigen Unternehmen angefragt werden. Die Bereitstellung von Kontaktinfor-mationen einer Ansprechperson sind für Unternehmen, die eine Mitnutzung passiver Infra-struktur oder die Koordinierung von Bauarbeiten anstreben, ausreichend. In der Praxis ist für diese Vorhaben die Kontaktaufnahme ohnehin erforderlich, da die direkt übermittelten Daten aktueller oder konkreter sind als die im Gigabit-Grundbuch hinterlegten Informationen. Das in der Informationssicherheit wesentliche „Need to Know“-Prinzip erfordert hier, dass das Gigabit-Grundbuch statt als behördliche Speicherung als behördliche Vermittlung verstanden wird.\r\nDie Eigentümer oder Betreiber der nutzbaren Infrastruktur geben auf Nachfrage Informationen an Interessenten heraus und halten dabei hohe Sicherheitsstandards ein. Die Bereitstellung von vorrecherchierten Informationen im Rahmen des Gigabit-Grundbuchs bietet daher gegenüber dem hohen Sicherheitsrisiko einen geringen Transparenzvorteil.\r\n4.3 Frequenzausstattung der Bundeswehr nicht auf Kosten der Frequenzzuteilung für kriti-sche Infrastruktur\r\nDen BDEW-Mitgliedsunternehmen ist es wichtig, dass durch die angestrebte Gewährleistung einer bedarfsgerechten Frequenzausstattung der Bundeswehr unter keinen Umständen das 450 MHz-Band für kritische Infrastrukturen in der Energie- und Wasserwirtschaft beeinträchtigt wird. Anderenfalls kann eine schwarzfallsichere Kommunikation nicht sichergestellt werden. Da beide Vorhaben das gleiche Ziel verfolgen – die Resilienz Deutschlands im Krisenfall – wäre es kontraproduktiv, die erfolgte Frequenzzuteilung für die 450connect zu beeinträchtigen.\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 17\r\nBDEW-Stellungnahme zu den Eckpunkten für ein Gesetz zur Änderung des TKG\r\n4.4 Diskriminierungsfreie Kupfer-Glas-Migration durch Eckpunktepapier sicherstellen\r\nIm letzten Abschnitt des Eckpunktepapiers des BMDS wird das verbraucher- und wettbewerbs-freundliche Migrationskonzept angekündigt, das durch den Koalitionsvertrag in Ausblick gestellt wurde. Eine ausführliche Kommentierung des dazugehörigen Eckpunktepapiers finden Sie in der dazugehörigen gesonderten Stellungnahme des BDEW.\r\nAn dieser Stelle lässt sich jedoch verdeutlichen, dass der BDEW ausdrücklich das Ziel des BMDS unterstützt, die VDSL-Anschlüsse in den kommenden Jahren durch die zukunftssichere und nachhaltige Glasfasertechnologie zu ersetzen. Diese Kupfer-Glas-Migration muss jedoch vor al-lem geordnet und diskriminierungsfrei stattfinden. Ein einseitiges Initiativrecht zur Abschaltung der Kupfernetze birgt das Risiko eines strategischen Missbrauchs durch das marktmächtige Un-ternehmen.\r\nDas dezidierte Eckpunktepapier sollte daher einen Rahmen für objektive und transparente Kri-terien für die Kupferabschaltung in Gebieten mit ausgebauter Glasfaserinfrastruktur ausweisen. Diese Kriterien sollten später von der BNetzA ausformuliert werden. Werden diese Kriterien in einem Ausbaugebiet erfüllt, sollte jeder Netzbetreiber einen Antrag auf Migration stellen kön-nen. Nach einer anschließenden Prüfung durch die BNetzA, ist das Kupfernetz auf die neue Glas-fasertechnologie in einem angemessenen Zeitraum zu migrieren."},"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 Digitalisierung und Staatsmodernisierung (BMDS)","shortTitle":"BMDS","url":"https://bmds.bund.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019990","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum § 41 BSIG im Rahmen des NIS2UmsuCG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5e/87/622723/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300087.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 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 rund\r\nein Drittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland. Der BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der\r\nBundesregierung sowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der Interessenvertretung\r\nlegt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.\r\neu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national:\r\nR000888. Registereintrag europäisch: 20457441380-38\r\nDer Verband kommunaler Unternehmen e. V. (VKU) vertritt über 1.600 Stadtwerke und kommunalwirtschaftliche Unternehmen in den Bereichen Energie, Wasser/\r\nAbwasser, Abfallwirtschaft sowie Telekommunikation. Mit rund 309.000 Beschäftigten wurden 2022 Umsatzerlöse von 194 Milliarden Euro erwirtschaftet und\r\nmehr als 17 Milliarden Euro investiert. Im Endkundensegment haben die VKU-Mitgliedsunternehmen signifikante Marktanteile in zentralen Ver- und Entsorgungsbereichen:\r\nStrom 66 Prozent, Gas 65 Prozent, Wärme 91 Prozent, Trinkwasser 88 Prozent, Abwasser 40 Prozent. Die kommunale Abfallwirtschaft entsorgt jeden\r\nTag 31.500 Tonnen Abfall und hat seit 1990 rund 78 Prozent ihrer CO2-Emissionen eingespart – damit ist sie der Hidden Champion des Klimaschutzes. Immer mehr\r\nMitgliedsunternehmen engagieren sich im Breitbandausbau: 220 Unternehmen investieren pro Jahr über 912 Millionen Euro. Künftig wollen 90 Prozent der kommunalen\r\nUnternehmen den Mobilfunkunternehmen Anschlüsse für Antennen an ihr Glasfasernetz anbieten. Zahlen Daten Fakten 2024\r\nWir halten Deutschland am Laufen – denn nichts geschieht, wenn es nicht vor Ort passiert: Unser Beitrag für heute und morgen: #Daseinsvorsorge. Unsere Positionen:\r\nhttps://www.vku.de/vku-positionen/\r\nBerlin, 10. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nPositionen des BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft und VKU Verband kommunaler Unternehmen zum § 41 BSIG:\r\nDie Untersagung des Einsatzes kritischer Komponen-ten in der Energiebranche und die Risiken der aktuel-len Ausgestaltung für Versorgungssicherheit, Energie-wende, Digitalisierung und Wirtschaftlichkeit\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 10\r\nInhalt\r\n1 Die Sicherheit der kritischen Energieinfrastruktur praxiswirksam gestalten .................... 4\r\n1.1 Geopolitischer Kontext .............................................................................................. 4\r\n1.2 Schaffung von Prüfverfahren und Anzeigepflicht gemäß § 9b BSIG mit Fokus auf 5G-Technologie .......................................................................................................... 5\r\n1.3 Duldungswirkung der BSIG-Regelung erzeugt Rechtsunsicherheit, steigende Energiekosten drohen ................................................................................................ 6\r\n1.4 § 11 Abs. 1g S. 1 Nr. 2 EnWG: Massive Ausweitung des Geltungsbereiches gegenüber TK-Sektor.................................................................................................. 6\r\n2 Hauptbedenken der Energiebranche bzgl. §41 BSIG ....................................................... 6\r\n3 Zusammenfassung möglicher Auswirkungen auf die deutsche Energiewirtschaft ............ 7\r\n3.1 Rückwirkendes Verbot bereits eingesetzter Komponenten (§ 41 Abs. 4 BSIG) ........ 7\r\n3.2 Anzeigeverfahren (§ 41 Abs. 1–3 BSIG) ..................................................................... 8\r\n3.3 Hemmnis für Netzausbau und Digitalisierung ........................................................... 8\r\n3.4 Systemische Risiken durch Oligopole und Ersatzbeschaffung ................................... 8\r\n3.5 Praktische Umsetzbarkeit .......................................................................................... 8\r\n3.6 Weiter steigende Energiepreise ................................................................................. 8\r\n4 Handlungsempfehlungen an die Politik .......................................................................... 9\r\n4.1 Verfahren abschaffen oder mindestens vereinfachen .............................................. 9\r\n4.2 Bestandsschutz sicherstellen ..................................................................................... 9\r\n4.3 Übergangs- und Klarstellungsregelungen schaffen ................................................... 9\r\n5 Fazit ............................................................................................................................. 9\r\nSeite 3 von 10\r\nManagement Summary: Abhängigkeiten verringern & Energiesicherheit wirksam stärken, Gesetzesanpassung im §41 BSIG mit praktikablen Lösungen gestalten\r\nUnser Ziel: Abhängigkeiten bei kritischen IT-Komponenten verringern und dabei die Versorgungssicher-heit nicht gefährden.\r\nAnzeigepflicht und Prüfverfahren gem. § 9b BSIG bzw. § 41 BSIG (NIS2UmsuCG) schaffen jedoch Rechts- und Planungsunsicherheiten und beeinflussen Netzausbau und Versorgungssicherheit. Für die Bereit-stellung kritischer Funktionen muss die Verfügbarkeit kritischer IT-Komponenten gewährleistet werden können.\r\nDas Kernproblem…\r\n…liegt in einem für den Sektor Energie ungeeigneten Verfahren: Übernahme eines Verfahrens aus der Telekommunikationsbranche (5G), das nicht auf die Energiebranche übertragbar ist:\r\n•\r\nWenige Lieferanten mit Bezug auf eine spezifische Technologie (TK) gegenüber unterschiedlichs-ten technischen Komponenten mit tausenden Lieferanten (Energie)\r\n•\r\nVier Netzbetreiber betroffen (TK), aber Hunderte KRITIS-Betreiber (Energie)\r\n•\r\nKomponenten bei einer Technologie (5G-Netzwerktechnik) zu ersetzen (TK) --> viele tausende Komponenten in sehr unterschiedlichen, technischen Zusammenhängen (Energie)\r\nDies führt zu…\r\n…einem hohen Bürokratieaufwand: Mehrere Prüfverfahren pro Projekt → Verzögerungen.\r\n… Kostensteigerung: Anpassung von Beschaffungsprozessen, Rückstellungen, Rückbau von Komponen-ten → höhere Energiekosten für Bürger, Industrie und Gewerbe sowie Gefährdung der Wettbewerbsfä-higkeit des Energie-Standortes Deutschland.\r\n… Gefahr für Versorgungssicherheit: Hemmnisse für Netzausbau und Digitalisierung durch Verknappung und Verteuerung wesentlicher Komponenten.\r\nDaher ist jetzt notwendig…\r\n… die Anzeigepflicht und das Prüfverfahren gem. §9b BSIG / §41 BSIG zu streichen.\r\n… oder mindestens auf die spezifischen Voraussetzungen der Energiewirtschaft anzupassen: schnelle und klare Prüfprozesse mit der Branche entwickeln, Rechtssicherheit für Vergabe- und Wettbewerbs-verfahren schaffen und Ausbau von Komponenten durch risikobasierten Einsatz von Mitigationsmaß-nahmen ersetzen.\r\nSeite 4 von 10\r\n1 Die Sicherheit der kritischen Energieinfrastruktur praxiswirksam gestalten\r\nMit dem § 41 BSIG im Rahmen des NIS-2-Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkungsgesetzes (NIS2Um-suCG) soll der Einsatz kritischer IT-Komponenten insbesondere von nicht-vertrauenswürdigen Herstel-lern aus Drittstaaten untersagt werden können.\r\nDie Energiebranche erkennt die sicherheitspolitische Zielsetzung ausdrücklich an. Jedoch ist klarzu-stellen, dass erhebliche negative Auswirkungen der aktuellen Ausgestaltung auf Versorgungssicher-heit, Innovationskraft und Wirtschaftlichkeit zu erwarten sind, die in Verbindung mit der aktuellen Festlegung der Liste kritischer Funktionen gemäß § 11 Abs. 1g S. 1 Nr. 2 EnWG und dem darin darge-legten Zeitplan entstehen. Zudem sollte sich die Maßnahmen zur Bewältigung aktueller Herausforde-rungen unbedingt am gesamteuropäischen Kontext und an den europäischen Regulierungen orientie-ren.\r\nDiese Position wird im weiteren Text hergeleitet und ausgeführt.\r\n1.1 Geopolitischer Kontext\r\nDie Versorgungssicherheit der Zukunft geht schon heute mit hohen Bedarfen bei Digitalisierung und IT einher: Energiewende und der dafür notwendige Netzausbau helfen so dabei, die Energieversorgung klimafreundlich und ohne geopolitische Abhängigkeiten von fossilen Energieträgern zu sichern. Wie in allen anderen Sektoren auch, die über hohe Digitalisierungsbedarfe verfügen, bestehen gleichwohl hohe Abhängigkeiten bei IT-Komponenten von Herstellern aus Drittstaaten. Dafür entscheidende Drittstaaten wie die Volksrepublik China sind dabei für Deutschland und die EU zugleich wichtiger Partner, Wettbe-werber und zunehmend auch systemische Rivalen. Insbesondere die Volksrepublik China ist zu einem wichtigen Handelspartner für kostengünstige Energiewende- und IT-Komponenten geworden, ohne den der wirtschaftliche Hochlauf der Erneuerbaren kaum möglich gewesen wäre. Die geopolitische Zeiten-wende führt nun aber auch zu einer Neubewertung der Abhängigkeiten bei kritischen Komponenten für IT und Energiewende insbesondere von der Volksrepublik China.\r\nDer russische Angriffskrieg gegen die Ukraine hat deutlich gemacht, welche Folgen eine Abhängigkeit haben kann, wenn Partnerschaften einer Rivalität weichen. Um einer potenziellen Erpressbarkeit Deutschlands im Kontext seiner Versorgungssicherheit aufgrund der Abhängigkeit bei IT-Komponenten begegnen zu können, sollten die politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen für eine Diversifizie-rung und Stärkung der industriellen Basis in Europa geschaffen werden.\r\nDie Abhängigkeiten bei IT- und Energiewende-Komponenten sowie Rohstoffen sind mittelfristig aber aus Sicht des BDEW und des VKU durch Diversifizierung und dem Aufbau heimischer Industriekapazitäten nicht hinreichend zu verringern. Hier ist eine besonnene und ausgewogene Wahl geeigneter rechtlicher sowie politischer Instrumente zur Verringerung der Abhängigkeiten unter Berücksichtigung der handels-politischen Realitäten zwingend erforderlich.\r\nSeite 5 von 10\r\n1.2 Schaffung von Prüfverfahren und Anzeigepflicht gemäß § 9b BSIG mit Fokus auf 5G-Technologie\r\nDie Einführung des § 9b BSIG er-folgte ursprünglich vor dem Hin-tergrund der Diskussion um die technologische Souveränität und der befürchteten technologi-schen Abhängigkeit von wenigen Herstellern bei der Spitzentech-nologie 5G.\r\nMit dem § 9b BSIG wurde des-halb die gesetzliche Grundlage dafür geschaffen, dass der Be-trieb von 5G-Komponenten be-stimmter Hersteller durch das Bundesministerium des Inneren (BMI) immer dann untersagt werden kann, wenn Erkenntnisse zu den betroffenen Herstellern vorliegen, die den sicheren Be-trieb der 5G-Komponenten in-frage stellen lassen könnten.\r\nIm Rahmen des konkreten Prüfverfahrens übermitteln die betroffenen Betreiber Kritischer Infrastruktu-ren dem BMI Listen kritischer IT-Komponenten, die im Rahmen des Netz- oder Anlagenbetriebs zum Einsatz kommen sollen. Nach Einreichung hat das BMI zwei Monate Zeit, den Einsatz dieser IT-Kompo-nenten zu prüfen. Sofern IT-Komponenten im Rahmen der Prüfung beanstandet werden und ein ab-schließendes Ergebnis über die Untersagung noch nicht vorliegt, wird der betroffene Betreiber darüber informiert und das Verfahren jeweils um zwei Monate bis zur abschließenden Klärung verlängert.\r\nWenn ein abschließendes Ergebnis über die Untersagung innerhalb von zwei Monaten vorliegt, wird der betroffene Betreiber über die Untersagung des Einsatzes der kritischen IT-Komponenten informiert. Wenn innerhalb von zwei Monaten aber keine Informationen über einen bestimmten Hersteller vorlie-gen, die eine Untersagung des Einsatzes der kritischen IT-Komponenten rechtfertigen würden, erfolgt keine Meldung an den betroffenen Betreiber.\r\nSeite 6 von 10\r\n1.3 Duldungswirkung der BSIG-Regelung erzeugt Rechtsunsicherheit, steigende Energiekosten dro-hen\r\nDer § 9b BSIG bzw. der neue § 41 BSIG entfaltet lediglich Duldungswirkung. Sofern also neue Erkennt-nisse über einen Hersteller vorliegen, kann auch nachträglich der Weiterbetrieb jederzeit durch das BMI untersagt werden. Insbesondere vor dem Hintergrund der für Netzausbau und Energiewende entschei-denden Planungs- und Investitionssicherheit ist die Duldungswirkung eine große Herausforderung für die Energiewirtschaft. Das Fehlen eines Bestandsschutzes bei kritischen IT-Komponenten könnte im schlimmsten Fall dazu führen, dass die Unternehmen der Energiewirtschaft erhebliche finanzielle Rück-stellungen bilden müssen.\r\n1.4 § 11 Abs. 1g S. 1 Nr. 2 EnWG: Massive Ausweitung des Geltungsbereiches gegenüber TK-Sektor\r\nIm Gegensatz zur Bestimmung im Sektor Telekommunikation nach § 109 Abs. 6 Satz 1 Nr. 2 TKG, dessen Geltungsbereich bisher auf die 5G-Netze von vier Telekommunikationsnetzbetreibern beschränkt blieb, weitet der § 11 Abs. 1g EnWG diesen Geltungsbereich für den Sektor Energie erheblich aus. Nun sind anstatt vier Telekommunikationsnetzbetreiber alle Betreiber von Netzen nach IT-Sicherheitskatalogs ge-mäß § 11 Abs. 1a EnWG, die zugleich unter die Versorgungsgrade der BSI-KritisV fallen, sowie alle Be-treiber von kritischen Erzeugungsanlagen gemäß § 11 Abs. 1b EnWG verpflichtet, dem BMI den Einsatz kritischer IT-Komponenten zu melden.\r\nVor diesem Hintergrund konfrontiert der § 11 Abs.1g EnWG das bestehende Prüfverfahren somit mit einer Aufgabe, für die es nicht konzipiert wurde, weil das BMI in Zukunft die Meldungen zu kritischen IT-Komponenten hunderter KRITIS-Betreiber des Sektors Energie bearbeiten müsste. Gerade aber die Be-wertung der Vertrauenswürdigkeit eines Herstellers wird sich als eine ressourcenintensive Herausforde-rung darstellen, weil der großen und heterogenen Akteurslandschaft der KRITIS-Betreiber im Sektor Energie und insbesondere im Bereich der Erzeugung eine ebenso heterogene wie kleinteilige Lieferan-tenlandschaft gegenübersteht.\r\nDurch die umfängliche, pauschale Betrachtung über alle Spannungsebenen bei allen Netzbetreibern oder auch über alle Erzeugungsanlagen, ohne differenzierende Kritikalitätsbetrachtung für Energiever-sorgung/Systemrelevanz in Summe, fehlt hier eine Fokussierung auf die relevanten Risiken und/oder auch auf die gegebenenfalls zentral kritischen Komponenten.\r\n2 Hauptbedenken der Energiebranche bzgl. §41 BSIG\r\nBDEW und VKU weisen mit Nachdruck darauf hin, dass ein rückwirkendes Verbot bereits eingesetzter kritischer Komponenten die nachfolgenden aufgeführten, erheblichen Risiken und wirtschaftliche Belas-tungen für Betreiber kritischer Infrastrukturen mit sich bringt. Die beabsichtigten Sicherheitsgewinne im\r\nSeite 7 von 10\r\nUmgang mit kritischen Komponenten müssen daher sorgfältig gegen die potenziell entstehenden Folge-kosten und systemischen Auswirkungen, insbesondere auch auf die Versorgungssicherheit, abgewogen und ins Verhältnis gesetzt werden.\r\n•\r\nMarktabhängigkeiten und Wettbewerbsverzerrungen:\r\nIm Bereich besonders spezialisierter kritischer Komponenten besteht in vielen Fällen ein faktisches Oli-gopol mit sehr begrenzter Anbieteranzahl. Ein pauschales oder rückwirkendes Verbot kann zu massiven Beschaffungsengpässen, Lieferverzögerungen und erheblichen Preissteigerungen führen – mit unmittel-baren Auswirkungen auf Versorgungssicherheit, Ausbauprojekte und letztlich die Strom- und Energie-preise für Endkunden. Oligopole weniger Anbieter sind zudem aus einer systemischen Sicherheitsper-spektive selbst als Klumpenrisiko für die Verfügbarkeit von kritischen Komponenten zu bewerten.\r\n•\r\nFinanzielle und betriebswirtschaftliche Risiken:\r\nEin rückwirkendes Verbot von Komponenten, die zum Zeitpunkt der Beschaffung rechtskonform einge-setzt wurden, führt zu einer erheblichen Rechts- und Investitionsunsicherheit. Betreiber müssten gege-benenfalls Rückstellungen für mögliche Untersagungen bilden, mit der Folge erheblicher bilanzieller Be-lastungen und Projektverzögerungen. Zusätzlich entstehen hohe Folgekosten für Ausbau, Ersatz und Neuplanung bestehender Anlagen.\r\n•\r\nIT-/OT-Sicherheitsarchitektur und Integrationsaufwand:\r\nDie betroffenen Komponenten sind regelmäßig tief in bestehende IT- und OT-Strukturen integriert. Ein Austausch erfordert nicht nur den physischen Ersatz der Hardware, sondern auch die vollständige si-cherheitstechnische Neuintegration in bestehende Sicherheitsverfahren, einschließlich Systemintegra-tion und Anlernverfahren (SzA), Risikoanalysen, Anomalieerkennungsverfahren und laufende Betriebs-prozesse. Dies bindet personelle und finanzielle Ressourcen, die an anderer Stelle für operative Sicher-heitsmaßnahmen fehlen würden und somit der Intention der Regelung entgegenstehen.\r\n3 Zusammenfassung möglicher Auswirkungen auf die deutsche Energiewirtschaft\r\n3.1 Rückwirkendes Verbot bereits eingesetzter Komponenten (§ 41 Abs. 4 BSIG)\r\nEin rückwirkender Rückbau von Komponenten birgt gravierende Risiken:\r\n•\r\nVersorgungssicherheit: Physisch und organisatorisch tief integrierte Komponenten lassen sich nicht kurzfristig ersetzen.\r\n•\r\nMarktabhängigkeit: In vielen Segmenten bestehen faktisch Oligopole. Alternativen sind zeitlich, technisch oder wirtschaftlich nicht verfügbar.\r\n•\r\nKostenrisiken: Enorme Investitionsunsicherheit und drohende Projektverzögerungen gefährden Netz- und Anlagenprojekte, insbesondere im Kontext der Energiewende.\r\nSeite 8 von 10\r\n3.2 Anzeigeverfahren (§ 41 Abs. 1–3 BSIG)\r\nDas vorgesehene Anzeigeverfahren erzeugt einen unverhältnismäßigen Verwaltungsaufwand:\r\n•\r\nHoher Aufwand: Jährlich hunderttausende Verwaltungsakte allein im Energiesektor.\r\n•\r\nUnklare Entscheidungsgrundlage: Entscheidungen des BMI erfolgen auf Basis politischer und formaler Kriterien, nicht auf Basis der sicherheitstechnischen Prüfung durch Betreiber.\r\n•\r\nGeringer Sicherheitsgewinn: Kein erkennbarer Mehrwert gegenüber alternativen Instrumenten wie Ausschluss- oder Positivlisten.\r\n3.3 Hemmnis für Netzausbau und Digitalisierung\r\n•\r\nVerzögerung von Projekten zur Digitalisierung und zum Netzausbau um Monate.\r\n•\r\nBeschaffungsprozesse müssen aufwendig angepasst werden.\r\n•\r\nErhöhung von Netzentgelten und Energiepreisen infolge ineffizienter Verfahren.\r\n3.4 Systemische Risiken durch Oligopole und Ersatzbeschaffung\r\n•\r\nEinseitige Marktverengung durch vorsorglichen Ausschluss potenziell „unsicherer“ Anbieter, was wiederum ein Sicherheitsrisiko in der Lieferkette darstellt.\r\n•\r\nInnovationshemmnis durch Einschränkungen im Technologiewettbewerb.\r\n•\r\nRechtliche Unsicherheiten und Klagemöglichkeiten ausgeschlossener Hersteller bei unklaren Ab-grenzungen zu weiteren Regulierungen wie z.B. der Sektorenverordnung oder europäischen Re-gulierungen\r\n3.5 Praktische Umsetzbarkeit\r\n•\r\nDas BMI wird Schwierigkeiten bekommen, realistisch tausende Komponentenmeldungen pro Jahr zeitnah zu prüfen was zu Verzögerungen führt.\r\n•\r\nIn Turnkey-Projekten ist eine Bewertung von Teilkomponenten oft gar nicht möglich.\r\n3.6 Weiter steigende Energiepreise\r\n•\r\nsofern Funktionen und Komponenten nicht einheitlich im europäischen Energieverbundsystem untersagt werden und Verbote nur in Deutschland gelten, werden die jeweiligen dadurch aus-gelösten Transformationskosten dazu führen, dass die Netzbetreiberentgelte weiter stark stei-gen und sich vor allem die Energiepreise für Endkunden im europäischen Wettbewerb nicht mehr wettbewerbsfähig sein können.\r\nSeite 9 von 10\r\n4 Handlungsempfehlungen an die Politik\r\n4.1 Verfahren abschaffen oder mindestens vereinfachen\r\n•\r\nPetitum: Prüfung unter Einbeziehung der Branche vor Einführung, ob Verfahren den angestreb-ten Zielen dienlich ist.\r\n•\r\nAnsonsten:\r\no\r\nErsetzen des Anzeigeverfahrens durch eine Blacklist nicht vertrauenswürdiger Herstel-ler.\r\no\r\nAlternativ: Aufbau einer Whitelist vertrauenswürdiger Hersteller (mit freiwilliger Prü-fung).\r\no\r\nVerzicht auf Anzeige bei Upgrades/Updates bereits eingesetzter Komponenten.\r\no\r\nKeine Anzeige für Hersteller aus Deutschland, EU und NATO.\r\n4.2 Bestandsschutz sicherstellen\r\n•\r\nKeine rückwirkende Anwendung ohne zwingende Sicherheitsbegründung.\r\n•\r\nRisikobasierte Einzel-Prüfung statt pauschaler Rückbaupflicht.\r\n•\r\nMitigationsmaßnahmen vorrangig prüfen. Sind alternative Hersteller verfügbar?\r\n•\r\nEntschädigungs- und Finanzierungsregelungen für Rückbauanordnungen schaffen.\r\n4.3 Übergangs- und Klarstellungsregelungen schaffen\r\n•\r\nEinführung praktikabler Übergangsfristen.\r\n•\r\nKlare Definition, was als „kritische Komponente“ gilt, idealerweise durch Branchenverbände.\r\n•\r\nHarmonisierung mit europäischen Standards: In der EU zugelassene Komponenten sollen grundsätzlich auch in Deutschland einsetzbar sein.\r\n5 Fazit\r\nDie Energiewirtschaft unterstützt die Zielrichtung des Gesetzes zur Stärkung der Cybersicherheit. Die aktuelle Ausgestaltung des § 41 BSIG konterkariert jedoch dieses Ziel durch übermäßige Bürokratie, Un-sicherheiten und Risiken für Versorgung und Innovation. Es braucht pragmatische, rechtssichere und wirtschaftlich tragfähige Lösungen etwa durch Blacklists, Bestandsschutz und risikobasierte Prüfverfah-ren.\r\nDamit die deutsche Energiewirtschaft, auch im Kontext des europäischen Wettbewerbes, hier keine be-hördliche Einzelentscheidung für den deutschen Markt festlegt, mit der Wirkung von weiter steigenden Strompreisen, muss hier ein einheitlich europäisches Verfahren umgesetzt werden. Insbesondere unter der Betrachtung der Abhängigkeiten im europäischen Verbundnetz.\r\nSeite 10 von 10\r\n➢\r\nBDEW und VKU fordern daher den Paragrafen in der aktuellen Ausgestaltung zu streichen oder die ausgewiesenen Anpassungen unter Einbeziehung der Branche zu überarbeiten.\r\nNur so kann Cybersicherheit gestärkt werden, ohne die Energieversorgung und die Wettbewerbsfähig-keit der Energiewirtschaft in Europa zu gefährden. BDEW und VKU stehen als Spitzenverbände der deut-schen Versorgerlandschaft sehr gerne für weitere inhaltliche Ausführungen und Austausche zur Thema-tik Schutz kritischer Infrastrukturen zur Verfügung."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-11"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019991","regulatoryProjectTitle":"Reformvorschläge zum WindSeeG und zur Ausscheibungssystematik für Offshore-Wind im Rahmen der RED III","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f4/5b/622725/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300092.pdf","pdfPageCount":5,"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\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\nBerlin, 10. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nVorschläge für Maßnahmen nach der Offshore-Wind-Aus-schreibung ohne Gebote im August 2025\r\nMit dem Ziel der Risikoreduzierung und erfolgreichen Fortset-zung der Offshore-Wind-Ausschreibungen in 2026\r\nVersionsnummer:\r\nSeite 2 von 5\r\n1 Hintergrund und Schlussfolgerungen\r\nDie Hauptgründe für das Ausbleiben der Gebote im August 2025 und die starke Reduktion der Anzahl der Gebote im Juni 2025 sind die stark gestiegenen Risiken für Projektentwickler auf-grund von zunehmenden Strom- und PPA-Marktunsicherheiten in Kombination mit erhöhten Projekt- und Kapitalkosten in Folge von u.a. Lieferkettenengpässen und geopolitischen Span-nungen. In einem rein marktbasierten Ausschreibungsmodell – wie es derzeit besteht – sind die allgemeinen Marktbedingungen der entscheidende Faktor für Gebote. Daher sind auch Maßnahmen zur Stärkung des PPA-Markts sowie der Lieferketten-, Hafen- und Schiffskapazitä-ten von zentraler Bedeutung und sollten zügig umgesetzt werden.\r\nAllerdings wird aus Sicht des BDEW das bestehende Ausschreibungsmodell der letzten Jahre aufgrund der genannten Risiken allein nicht mehr ausreichen, um die Investitionssicherheit und Akteursvielfalt zu erhalten, die Ausbauziele zu erreichen und die Lieferkettenkapazitäten und Arbeitsplätze in der Branche weiter auszubauen.\r\nNur eine umfassende Reform des Offshore-Wind-Rechtsrahmens – einschließlich der Einfüh-rung zweiseitiger, inflationsindexierter CfDs und weiterer Maßnahmen (siehe BDEW-Positi-onspapier) – in Kombination mit einer Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans (FEP) für geringere Leistungsdichten (von deutlich unter 10 MW/km²) kann sicherstellen, dass kom-mende Ausschreibungen erfolgreich sind, die Kosteneffizienz steigt und die Akzeptanz für Offshore-Wind durch hohe Volllaststunden erhalten bleibt.\r\nDemgegenüber verbliebe selbst bei einer kurzfristigen Umsetzung aller vorgeschlagenen, aus Sicht des BDEW „unkritischen“ De-Risking-Maßnahmen (siehe Kapitel 1.2) ein voraussichtlich erhebliches Risiko, dass die bisher für 2026 geplanten Ausschreibungen nach dem bisherigen System nicht erfolgreich sein werden. Grund dafür ist, dass alle diskutierten kurzfristigen Maßnahmen aus unserer Sicht nur sehr eingeschränkt zum derzeit erforderlichen „De-Risking“ beitragen können.\r\nDaher schlägt der BDEW die im folgenden Kapitel (1.1) beschriebenen nächsten Schritte vor, um den Offshore-Wind-Ausbau in Deutschland erfolgreich und ohne große Verzögerungen fortzusetzen.\r\n1.1 Investitions- und Rechtsrahmen umfassend bis Mitte 2026 reformieren und nächste Ausschreibungsrunden auf Ende 2026 verschieben.\r\nAus Sicht des BDEW ist es klar, dass die zuvor genannten übergreifenden Herausforderungen und Risiken nur durch eine umfassende Reform des WindSeeG und des Weiteren Offshore-Rechtsrahmens mit Blick auf die Investitions-, Ausschreibungs- und Realisierungsbedingungen angemessen und zukunftssicher adressiert werden können. Zudem sollten Anpassungen u.a.\r\nSeite 3 von 5\r\nbezüglich der Leistungsdichten bei der Fortschreibung des FEP erfolgen, um die Kosteneffizi-enz und Akzeptanz sicherzustellen. Wir haben hierzu im Juli 2025 konkrete Maßnahmen vor-geschlagen, die noch vor den Veröffentlichungen der nächsten Ausschreibungen umgesetzt werden sollten, um die Flächen erfolgreich vergeben zu können.\r\nWir schlagen hierzu folgende nächste Schritte vor:\r\n1.\r\nNächste Gebotstermine auf Q4 2026 (und Q1 2027) verschieben: Die für 2026 geplan-ten Ausschreibungen sollten zeitnah im Rahmen der nationalen Umsetzung der RED III (Juni und August) auf einen Gebotstermin im vierten Quartal 2026 (November/Dezem-ber) verschoben werden. Zusätzlich könnte ein zweiter Gebotstermin im Frühjahr 2027 vorgesehen werden, insbesondere für Flächen, auf denen die NZIA-Kriterien ange-wandt werden sollen. Durch die Verschiebungen der Gebotstermine sollten dann auch die voraussichtlichen Inbetriebnahmetermine entsprechend in Absprache mit den ÜNB angepasst werden. Zudem sollte bei der Aufteilung der Auktionsvolumina stehts si-chergestellt werden, dass große Ausbauspitzen in wenigen Monaten/Jahren vermie-den werden, da sich dies negativ auf die Kosten der Projekte auswirken würde.\r\n2.\r\nUmfassende WindSeeG-Reform bis Mitte 2026 umsetzen: Aufbauend auf der Termin-verschiebung sollte das WindSeeG bis Mitte 2026 grundlegend reformiert (siehe BDEW-Positionspapier) und der Flächenentwicklungsplan für u.a. geringere Leistungs-dichten bestmöglich in einem beschleunigten Verfahren fortgeschrieben werden. Die WindSeeG-Reform sollte sich an den Vorgaben der EU-Strombinnenmarktverordnung (hinsichtlich zweiseitiger Absicherungsinstrumente) und dem neuen Beihilferahmen CISAF orientieren, um eine beihilferechtliche Genehmigung zügig zu ermöglichen.\r\n3.\r\nNächste Flächenauktionen in Q4/2026 (und Q1/2027): Nach Abschluss und beihilfe-rechtlicher Genehmigung der WindSeeG-Reform sollte im Juli/August 2026 Ausschrei-bungen nach dem neuen System für das vierte Quartal 2026 mit mindestens viermona-tiger Vorbereitungszeit bekanntgegeben werden. Zudem sollte ggf. eine weiterer Ge-botstermin für das erste Quartal 2027 angedacht werden, um genügend Vorberei-tungszeit für eine Flächenvergabe nach den komplexen NZIA-Kriterien zu ermöglichen.\r\nVorschlag für einen möglichen Zeitplan:\r\n\r\nSeptember 2025: Veröffentlichung und kurze Konsultation eines Eckpunktepapiers zur Reform des WindSeeG\r\n\r\nOktober – November 2025: Veröffentlichung und Konsultation eines Referenten-entwurfs zur Reform\r\n\r\nDezember 2025: Verabschiedung des Regierungsentwurfs im Kabinett\r\nSeite 4 von 5\r\n\r\nJanuar – März 2026: Bundestagsbefassung und -Beschluss der Reform\r\n\r\nBis Juni 2026: Beihilferechtliche Genehmigung durch EU-Kommission (basierend auf Vorababstimmung und CISAF-Konformität)\r\n\r\nJuli / August 2026: Bekanntmachung der nächsten Offshore-Wind-Ausschreibun-gen\r\n\r\nNovember/Dezember 2026: Gebotstermin für die für 2026 geplanten Flächen oder Teilvolumen und Rest in Q1 2027, insbesondere wenn bei den Flächen erstmals die NZIA-Kriterien angewendet werden sollen.\r\nAus Sicht des BDEW hätte ein solches Vorgehen mehrere Vorteile:\r\n›\r\nMöglichst hohe Aussichten auf erfolgreiche Offshore-Wind-Ausschreibungen in Q4/2026 bei gleichzeitiger Kontinuität bzgl. der jährlichen Vergabe von Flächen, um die Ausbauziele nach 2030 erreichen zu können und die Planbarkeit für die Lieferketten, die Vermeidung eines Fadenrisses und die Attraktivität des deutschen Offshore-Marktes im internationalen Vergleich sicherzustellen.\r\n›\r\nMöglichkeit der kongruenten und parallelen Fortschreibung des Offshore-Wind-Rechtsrah-mens (WindSeeG, EnWG), des Flächenentwicklungsplans (FEP) und des Netzentwicklungs-plans, um die notwendigen Änderungen bestmöglich aufeinander abstimmen zu können.\r\n›\r\nMöglichkeit der Einhaltung der Umsetzungsfristen des Net-Zero-Industry-Acts (NZIA) und der EU-Strombinnenmarktverordnung bei den nächste Offshore-Wind-Ausschreibungen (Ende 2026).\r\nAufgrund dieser Vorteile und der verbleibenden großen Risiken bei kurzfristigen Maßnahmen sollte aus Sicht des BDEW das in diesem Kapitel vorgeschlagene Vorgehen unbedingt Priorität haben.\r\n1.2 Mögliche kurzfristige De-Risking-Maßnahmen\r\nZusätzlich zu der vorgeschlagenen Verschiebung der Ausschreibungstermine im Jahr 2026 und zügigen Umsetzung der umfassenden WindSeeG-Reform (siehe Kapitel 1.1) könnten aus Sicht des BDEW die im Folgenden beschriebenen De-Risking-Maßnahmen kurzfristig im Rahmen der nationalen Umsetzung der RED III für noch nicht vergebene Flächen umgesetzt werden. Wir weisen dabei aber ausdrücklich auf das erhebliche Risiko hin, dass diese Maßnahmen allein – ohne Umstellung des Investitionsrahmens und Anpassung der Leistungsdichten – nicht ausrei-chen könnten, um die Flächen nach dem derzeitigen System im Jahr 2026 erfolgreich zu verge-ben.\r\nSeite 5 von 5\r\nAus Sicht des BDEW könnten folgende Maßnahmen kurzfristig umgesetzt werden:\r\n1.\r\nRealisierungsfristen nach § 81 WindSeeG 2023 und § 17d EnWG pragmatisch anpassen, um eine fristgerechte Fertigstellung der größeren Windparks und Netzanbindungssys-teme aus technischer und planerischer Sicht zu erleichtern. Zum konkreten, zwischen OWP-Entwicklern und ÜNB abgestimmten BDEW-Vorschlag siehe BDEW-Positionspa-pier 2025, Kap. 5.1).\r\n2.\r\nPflicht-Zuschlagswiderruf durch Kann-Regelung mit Ermessenspielraum ersetzen; glei-tenden Pönalisierung einführen. Konkrete Vorschläge siehe BDEW-Positionspapier 2025, Kap. 5.2 – 5.3).\r\n3.\r\nVerschiebung der Inbetriebnahmetermine für die Flächen N-10.1 und N-10.2 von 2031 bzw. 2030 um circa ein Jahr auf 2032 bzw. 2031 in Zusammenarbeit mit den ÜNB prü-fen, um genügend Zeit für deren Entwicklung nach erneuter Ausschreibung zu geben und die Lieferketten in den Jahren 2030/2031 potenziell zu entlasten. Dabei sollten aber unbedingt die effiziente Auslastung der ONAS sowie die Auswirkungen eines neuen Fertigstellungszeitraums auf die europäischen Lieferkettenkapazitäten beachtet werden.\r\n4.\r\nReduktion der Leistungsdichte in den Flächen prüfen, ohne dabei Änderungen an den Standorten, Trassenverläufen und der Auslastung der sich in der Entwicklung befindli-chen ONAS vorzunehmen. Dabei sollten unverhältnismäßige negative Effekte auf an-dere Flächen/Bereiche in der Nähe vermieden werden.\r\n5.\r\nUmsetzung der RED III-Vorgaben zu erneuerbaren Kraftstoffen nichtbiologischen Ur-sprungs (RFNBO) für Verkehr (siehe BDEW-Stellungnahme 2025) und Industrie, um durch eine Stärkung der industriellen Nachfrage nach grünem H2 und Grünstrom auch die ökonomischen Rahmenbedingungen für marktlichen Zubau von Offshore-Windener-gie zu verbessern.\r\nAnsprechpartner\r\nJakob Eckardt\r\nFachgebietsleiter Offshore-Wind, Geschäftsbe-reich Erzeugung und Systemintegration\r\n+49 30 300199-1320\r\njakob.eckardt@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019992","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines EU-Klimazwischenziels für 2040 in der Verordnung (EU) 2021/1119","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/90/0d/622727/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300109.pdf","pdfPageCount":19,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 18. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nZum Vorschlag der EU-Kommission zur Änderung der Verordnung (EU) 2021/1119 („EU Climate Law“) und Einführung eines Zwischenziels für die Treibhausgasminderung für das Jahr 2040\r\nVorschlag der EU-Kommission vom 2. Juli 2025\r\nSeite 2 von 19\r\nInhalt\r\n1 Einführung ......................................................................................................... 3\r\n2 Zusammenfassung ............................................................................................. 3\r\n3 Stellungnahme des BDEW .................................................................................. 5\r\n3.1 Zu Artikel 4 Abs. 3: Verbindliche Klimazielvorgabe der Union für 2040 ........ 5\r\n3.2 Zu Artikel 4 Absatz 4: Leitlinien für die Überprüfung der einschlägigen Rechtsvorschriften der Union durch die EU-Kommission ............................ 10\r\n3.2.1 Leitlinie a): Beitrag hochwertiger internationaler Gutschriften .................. 10\r\n3.2.2 Leitlinie b): Rolle dauerhafter Entnahmen in der EU im Rahmen des EU-ETS ...................................................................................................................... 12\r\n3.2.3 Leitlinie c): Flexibilität über die verschiedenen Sektoren hinweg ............... 14\r\n3.2.4 Leitlinie d): Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030 .............................................................................................................. 15\r\n3.3 Anhang 1: Zielpfad der EU für Klimaneutralität und Klimazielarchitektur für 2040 .............................................................................................................. 17\r\n3.4 Anhang 2: Vergleich der in der Folgenabschätzung der EU-Kommission untersuchten Optionen ................................................................................ 18\r\nSeite 3 von 19\r\n1 Einführung\r\nDie Europäische Kommission hat am 2. Juli 2025 den Vorschlag für eine Verordnung zur Ände-rung der Verordnung (EU) 2021/1119 zur Schaffung des Rahmens für die Verwirklichung der Klimaneutralität vorgelegt. Der Vorschlag sieht insbesondere für das „Europäische Klimage-setz“ die Festlegung eines Klimazwischenziels für 2040 in Höhe von 90 Prozent gegenüber 1990 vor, um das Tempo für die EU-weite Verringerung der Netto-Treibhausgasemissionen vorzugeben. Die Festlegung eines Ziels für 2040 soll Investoren und Unternehmen in der EU-Vorhersehbarkeit und ein klares Signal für den erforderlichen Übergangspfad setzen, um un-ternehmerische Entscheidungen voranzutreiben und private Investitionen zu mobilisieren.\r\nDer Legislativvorschlag formuliert zudem eine Reihe von Leitlinien für die Überprüfung der einschlägigen Rechtsvorschriften der Union für den Zeitraum nach 2030 durch die EU-Kom-mission sowie für die Ableitung von Maßnahmen, welche auf Grundlage einer detaillierten Folgenabschätzung getroffen werden müssen, um das 2040-Ziel und das Ziel der Klimaneutra-lität bis 2050 zu erreichen. Die Kommission wird voraussichtlich ab 2026 sukzessive Vorschläge für die konkrete Umsetzung der Zielarchitektur nach 2030 vorlegen.\r\nDer Bundesverband der Energiewirtschaft – BDEW e.V. vertritt die Interessen von mehr als 2000 Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft in Deutschland.\r\n2 Zusammenfassung\r\n›\r\nDer BDEW unterstützt die bestehenden europäischen Klimaschutzziele und befürwortet grundsätzlich die Einführung eines verbindlichen Unionsziels für 2040 als Gemein-schaftsaufgabe in Europa. In jedem Fall muss die Zielfestlegung in Zusammenhang mit dem bestehenden und zukünftigen Maßnahmenrahmen gesetzt werden, um die Mach-barkeit sicherstellen zu können. Zu berücksichtigen ist, dass wichtige Parameter der EU-Klimaschutzarchitektur noch offen sind bzw. gesichert werden müssen wie insbeson-dere die Rahmenbedingungen für die Einführung des ETS 2, die weitere Ausgestaltung des ETS 1 und auch die Wirksamkeit und Anwendungsbereich des CBAM, damit sicher-gestellt wird, dass Carbon Leakage wirksam verhindert und insbesondere die besondere Situation der energieintensiven Industrie berücksichtigt wird. Erst in diesem Zusam-menhang kann eine Zielfestlegung erfolgen.\r\nSeite 4 von 19\r\n›\r\nFür das Gelingen der weiteren Transformation ist vor allem der ermöglichende Maß-nahmenrahmen, einschließlich entsprechender beihilferechtlicher Entscheidungen, maßgeblich. Der Fokus muss auf Maßnahmen sowie Planungs- und Investitionssicher-heit nicht auf Zieldiskussionen gerichtet sein. Dazu müssen insbesondere angesichts der veränderten geopolitischen und geoökonomischen Ausgangsbedingungen im Rahmen eines „EU-weiten Level-Playing-Fields“ Wettbewerbsfähigkeit, Standortsicherung ebenso wie strategische Resilienz und Versorgungssicherheit sichergestellt werden.\r\n›\r\nFür den BDEW ist Ausgangspunkt das deutsche Klimaschutzgesetz mit seiner Zielvor-gabe von -88 Prozent bis 2040 (ohne Senken und Flexibilitäten). Entscheidend ist, dass für Deutschland im Rahmen der EU-Lastenverteilung keine stärkere Belastung als beim deutschen Klimaziel erfolgt. Ein ab 2030 linear auf 2050 zulaufender Minderungspfad (77,5 Prozent) läge deutlich unter dem bisherigen Zielpfad Deutschlands.\r\n›\r\nDie Diskussion um das Zwischenziel 2040 darf nicht dazu führen, dass die EU-Kommis-sion und Mitgliedstaaten in ihren Anstrengungen bei der Umsetzung des Fit For 55-Pa-ketes nachlassen.\r\n›\r\nDer BDEW begrüßt die begrenzte Anrechenbarkeit internationaler Gutschriften über einen linearen Hochlauf bis zum Jahr 2040, gefolgt von einem linearen Auslaufen nach 2040 unter den Voraussetzungen einer fairen Allokation der Nutzung über alle Sektoren und Mitgliedstaaten, die Anwendung anspruchsvoller Kriterien für die Hochwertigkeit sowie die Beschränkung der Nutzung als „ultima ratio“ (Sicherheitsnetz) für die ex post Absicherung der Klimaschutzziele.\r\n›\r\nDauerhafte zertifizierte CO₂-Entnahmen aus EU-Projekten sollten frühzeitig unter Be-achtung des Schutzes der Wasserressourcen in das EU-ETS einbezogen werden.\r\n›\r\nEs müssen zusätzliche flankierende Maßnahmen zur CO2-Preisdämpfung und Entlas-tung vulnerabler Gruppen für das ETS 2 vorgesehen werden. Insbesondere sollte die Marktstabilitätsreserve für das ETS 2 über das Jahr 2031 hinaus fortgeführt werden.\r\n›\r\nDie Europäische Klimaschutzverordnung (ESR) sollte nach 2030 nicht in der bestehen-den Form mit einzelspezifischen Mitgliedstaatenvorgaben fortgeführt werden.\r\nSeite 5 von 19\r\n3 Stellungnahme des BDEW\r\n3.1 Zu Artikel 4 Abs. 3: Verbindliche Klimazielvorgabe der Union für 2040\r\nDie Verordnung (EU) 2021/1119 („EU Climate Law“) enthält im Hinblick auf die Verwirklichung des Ziels der Klimaneutralität bis 2050 in Artikel 4 Abs. 3 den Auftrag für die EU-Kommission, in 2025 einen Legislativvorschlag auf der Grundlage einer ausführlichen Folgenabschätzung vorzulegen, um diese Verordnung dahingehend zu ändern, dass ein Klimaziel der Union für 2040 darin aufgenommen wird. Unter Berücksichtigung des Gutachtens des Europäischen Wissenschaftlichen Beirats für Klimawandel und auf der Grundlage einer im Februar 2024 vor-gelegten Folgenabschätzung schlägt die EU-Kommission als verbindliche Klimazielvorgabe der Union für 2040 die Senkung der Nettotreibhausgasemissionen um 90 Prozent gegenüber 1990 vor. Der sich hieraus ergebende Zielpfad ist in Anlage 1 (Kapitel 3.3) dargestellt.\r\nIn der Folgenabschätzung zur Mitteilung über das Klimaziel für 2040 wurden drei Optionen mit unterschiedlicher Ambition untersucht (siehe Kapitel 3.4, Anlage 2). Die EU-Kommission präferiert in der Bewertung die Option 3 mit der höchsten Ambition, um die EU-Wirtschaft bis 2050 klimaneutral zu machen. Das von der Kommission empfohlene Ziel von 90 Prozent liegt hierbei an der unteren Grenze von Option 3 (90 – 95 Prozent) und an der oberen Grenze von Option 2 (85 – 90 Prozent Verringerung). Die Weiterverfolgung der Option 1 (linearer Re-duktionspfad 2030 – 2050) wird von der Kommission nicht empfohlen.\r\nDie zusätzliche Emissionsreduktion in Option 3 wird überwiegend durch die stärkere Nutzung und Anrechnung von technischen Kohlenstoffsenken (einschließlich Negativemissionen) in der Energiewirtschaft und Industrie erreicht. In der Industrie kommen zudem Wasserstoff und teilweise auch E-Fuels stärker zum Einsatz. Im Verkehr wird die zusätzliche Emissionsreduk-tion durch einen verstärkten Einsatz von E-Fuels im Straßenverkehr und im internationalen Flug- und Seeverkehr erzielt. Im Gebäudesektor werden für die zusätzliche Emissionsreduk-tion insbesondere ein verstärkter Einsatz von Wärmepumpen und etwas höhere Sanierungsra-ten vorgesehen. Für die Bereiche Landwirtschaft, Abfallwirtschaft und natürliche Senken werden keine wesentlichen zusätzlichen Minderungsbeiträge angenommen.\r\nDie EU-weite Bewertung der aktuellen endgültigen nationalen Energie- und Klimapläne zeigt, dass die EU auf einem guten Weg sei, um die Netto-Treibhausgasemissionen bis 2030 um rund 54 Prozent gegenüber dem Stand von 1990 zu senken, wenn die Mitgliedstaaten bestehende und geplante nationale Maßnahmen und EU-Vorgaben vollständig umsetzen.\r\nDie vollständige Umsetzung des Fit-for-55-Paketes für 2030 ist eine wichtige Voraussetzung dafür, dass die EU auf Kurs bleibt, um das Ziel für 2040 auf dem Weg zur Klimaneutralität bis 2050 zu erreichen. Hierbei sind Anstrengungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen in allen Sektoren und eine Verbesserung der Entnahmen erforderlich.\r\nSeite 6 von 19\r\nAls wichtige Voraussetzungen für die Zielerreichung benennt der Entwurf in der Begründung und den Erwägungsgründen eine Reihe weiterer entscheidender „Enabler“:\r\n\r\nDas Energiesystem EU-weit ist bis 2040 zu dekarbonisieren.\r\n\r\nDie Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Industrie ist zu stärken und gleiche Wettbewerbsbedingungen mit internationalen Partnern sind zu gewährleisten.\r\n\r\nEin effizientes und bürokratiearmes CO2-Grenzausgleichssystem (CBAM) ist voranzu-treiben, welches das Risiko der Verlagerung von CO2-Emissionen für europäische Er-zeuger und Ausführer von CBAM-Waren verringert.\r\n\r\nEinen neuen Rahmen für staatliche Beihilfen für den Deal für eine saubere Industrie, ist einschließlich der Einrichtung einer „Bank zur Dekarbonisierung der Industrie“ einzuführen.\r\n\r\nDer Zugang zu erschwinglicher sauberer Energie ist zu gewährleisten. Dabei ist ein großer Schwerpunkt auf einen gerechten Übergang, bei dem niemand zurückgelas-sen wird, zu legen, u. a. durch Einrichtung eines Klima-Sozialfonds, um finanziell schwächere Personen und Kleinstunternehmen bei der Energie- und Verkehrswende zu unterstützen.\r\n›\r\nBDEW-Position\r\nDer BDEW unterstützt die bestehenden europäischen Klimaschutzziele und befürwortet grundsätzlich die Einführung eines verbindlichen Unionsziels für 2040 als Gemeinschaftsauf-gabe in Europa.\r\nIn jedem Fall muss die Zielfestlegung in Zusammenhang mit dem bestehenden und zukünfti-gen Maßnahmenrahmen gesetzt werden, um die Machbarkeit sicherstellen zu können. Zu be-rücksichtigen ist, dass wichtige Parameter der EU-Klimaschutzarchitektur noch offen sind bzw. gesichert werden müssen wie insbesondere die Rahmenbedingungen für die Einführung des ETS 2, die weitere Ausgestaltung des ETS 1 und auch die Wirksamkeit und Anwendungsbereich des CBAM, damit sichergestellt wird, dass Carbon Leakage wirksam verhindert und die beson-dere Situation der energieintensiven Industrie berücksichtigt wird. Erst in diesem Zusammen-hang kann eine Zielfestlegung erfolgen.\r\nFür das Gelingen der weiteren Transformation ist vor allem der ermöglichende Maßnahmen-rahmen, einschließlich entsprechender beihilferechtlicher Entscheidungen, maßgeblich. Der Fokus muss auf Maßnahmen sowie Planungs- und Investitionssicherheit, nicht auf Zieldiskussi-onen gerichtet sein. Dazu müssen insbesondere angesichts der veränderten geopolitischen\r\nSeite 7 von 19\r\nund geoökonomischen Ausgangsbedingungen Wettbewerbsfähigkeit, Standortsicherung ebenso wie strategische Resilienz und Versorgungssicherheit sichergestellt werden.\r\nDie Diskussion um das Zwischenziel 2040 darf allerdings nicht dazu führen, dass die EU-Kom-mission und Mitgliedstaaten in ihren Anstrengungen bei der Umsetzung des Fit For 55-Paketes nachlassen. Wichtige Parameter der EU-Klimaschutzarchitektur wie u.a. ETS 2, ein funktionie-render Carbon Leakage Schutz, inklusive eines wirksamen CBAM, aber auch die weitere Ausge-staltung des ETS 1, müssen so sichergestellt werden, dass Wettbewerbsfähigkeit und Leistbar-keit seitens der Bürger gewährleistet sind. Bevor neue Instrumente, Vorschriften und Maß-nahmen für die mittel- bis langfristige Zielerreichung ergriffen werden, müssen prioritär Ziel-erreichung und Einhaltung der Vorgaben für 2030 sichergestellt, ein spürbarer Bürokratieab-bau, die Ziele des Clean Industrial Deals und soziale Ausgleichsmaßnahmen sowie der Zugang zu erschwinglicher Energie für Privathaushalte auf den Weg gebracht werden.\r\nDie Deutsche Energiewirtschaft ist auf dem nationalen Zielpfad und wird nach den aktuellen Projektionen der Bundesregierung ihr nationales Sektorziel für 2030 absehbar erreichen. Für die nächsten Schritte benötigt sie stabile und verlässliche Rahmenbedingungen für Investiti-onssicherheit. Dazu gehören auch flankierende Maßnahmen, um in der Transformationsphase das energiewirtschaftliche Dreieck auszubalancieren (siehe unten).\r\nDie in der Folgenabschätzung untersuchte Option 2 und das für 2040 von der EU-Kommission vorgeschlagene Unionsziel für 2040 in Höhe von 90 Prozent auf Grundlage von Option 3 ent-sprechen beide in etwa dem Ambitionsniveau des nationalen Ziels des Bundes-Klimaschutzge-setzes für 2040 (88 Prozent Reduktion der Bruttoemissionen bis 2040 gegenüber 1990). Es liegt damit zwar deutlich über dem linearen Pfad zwischen den Zielen 2030 und 2050, der ei-nem Wert von 77,5 Prozent in 2040 entspräche. Gleichzeitig ermöglicht ein solcher Pfad eine Diskussion zu Anreizen, um die kosteneffiziente Reduzierungsschritte bis 2040 zu beschleuni-gen, um zugleich zusätzliche Zeit für die Zielerreichung der verbleibenden proportional teure-ren zehn Prozent bis zur Klimaneutralität zu erhalten.\r\nGleichzeitig ist entscheidend, dass in Zeiten von geopolitischen Unsicherheiten und verstärk-ten isolationistischen Tendenzen einseitige Belastungen der heimischen Industrie vermieden werden sollten. Berücksichtigung von Wettbewerbsfähigkeit und Stärkung von Standortbedin-gungen, Sicherung strategischer Resilienz und Versorgungssicherheit sind ebenso entschei-dend wie die Ermöglichung von Leistbarkeit für Bürgerinnen und Bürger.\r\nDie ambitionierte Treibhausgasreduktion um 90 Prozent lässt sich laut Folgenabschätzung nur über eine erhebliche Ausweitung der Nutzung von technischen Kohlenstoffsenken erreichen. Die Nutzung technischer und natürlicher Kohlenstoffsenken soll im Jahr 2040 zum Ausgleich von rund 50 Prozent der verbleibenden Bruttoemissionen führen. Die Annahmen der EU-\r\nSeite 8 von 19\r\nKommission zur Nutzung von Senken gehen damit weit über die Diskussionen und Ziele in Deutschland für die Nutzung von Senken im Inland hinaus.\r\nBei Anrechnung internationaler Gutschriften im vorgeschlagenen Umfang von drei Prozent-punkten auf das Zieljahr 2040 entspricht der Kommissionsvorschlag im Hinblick auf die inländi-sche Minderung der Option 2 der Folgenabschätzung.\r\nFür den BDEW ist Ausgangspunkt das deutsche Klimaschutzgesetz mit seiner Zielvorgabe von -88 Prozent bis 2040 (ohne Senken und internationale Flexibilitäten). Entscheidend ist, dass für Deutschland im Rahmen der EU-Lastenverteilung keine stärkere Belastung die Folge ist als es das nationale Bundes-Klimaschutzgesetz bereits festschreibt. Der Erhalt und die Stärkung der industriellen Wettbewerbsfähigkeit muss dabei ein zentraler Parameter sein. Das bedeutet auch, dass es keinesfalls zu einer weiteren Verschiebung von Emissionsminde-rungsanforderungen auf die ETS 1 -Sektoren mangels Zielerfüllung anderer Sektoren kom-men darf.\r\nEin ab 2030 linear auf 2050 zulaufender Minderungspfad (77,5 Prozent) läge deutlich unter dem bisherigen Zielpfad Deutschlands. Ein ambitionierterer Zielpfad bis 2040 und danach ein flacherer bis 2050, statt eines geradlinigen Zielpfads von 2030 auf 2050, müsste im Lichte der Erreichbarkeit in den einzelnen Sektoren gesetzt werden.\r\nUm die von der EU-Kommission untersuchte bzw. vorgeschlagene äußerst ambitionierte Sen-kung der EU-Nettotreibhausgasemission um 85 bis 90 Prozent (gemäß Optionen 2 und 3) bis 2040 gegenüber 1990 zu ermöglichen, müssen daher über die im Kommissionsvorschlag vor-gesehenen Leitlinien des Art. 4 Abs. 3 hinaus weitere wichtige systemische Voraussetzungen erfüllt werden:\r\n\r\nIm Sinne einer Stärkung der Standortbedingungen sind ein investitionsfreundliches Rahmenwerk, Bürokratieabbau, schnellere Genehmigungsverfahren und Maßnah-men zum Erhalt der globalen Wettbewerbsfähigkeit der EU-Ökonomie erforderlich. Der CBAM hat bisher nicht den Nachweis erbracht, dass er die europäische Industrie effektiv vor Carbon Leakage schützen kann. Damit Investitionen in CO₂-Minderung und CO₂-Abscheidung wirtschaftlich tragfähig werden, muss der CBAM gegenüber möglichen Manipulationen, etwa durch Handelspraktiken einzelner Staaten wie China, widerstandsfähig sein und innerhalb der EU zuverlässig und einheitlich grei-fen. Andernfalls besteht die Gefahr, dass CO₂-intensive Industrien wie Zement, Stahl oder Chemie ihre Produktion in Länder mit geringeren Klimaschutzauflagen verla-gern, was zu einer reinen Verschiebung der Emissionen statt zu ihrer tatsächlichen Reduktion führen würde.\r\nSeite 9 von 19\r\n\r\nBei der Überprüfung des Rechtsrahmens müssen Kosteneffizienz, Erschwinglichkeit von Energie, Versorgungssicherheit und Technologieneutralität noch stärker als in der Vergangenheit im Mittelpunkt stehen.\r\n\r\nDie geplante „Bank zur Dekarbonisierung der Industrie“ muss nach angemessenen Kriterien abgesichert und vorrangig auf die industriellen Sektoren und Aktivitäten ausgerichtet werden, die am schwersten zu dekarbonisieren sind, um den Übergang zur Klimaneutralität zu beschleunigen und die Emissionsreduzierung zu maximieren.\r\n\r\nMögliche Engpässe bei Rohstoffen, Arbeitskräften und Investitionsgütern sowie Ver-zögerungen des Markthochlaufs innovativer Technologien müssen angemessen be-rücksichtigt werden.\r\n\r\nEs muss ein weiterer entschlossener Ausbau erneuerbarer Energien in allen Mitglied-staaten erfolgen.\r\n\r\nDer Hochlauf von Märkten für erneuerbaren Wasserstoff und kohlenstoffarme Gase sowie von Technologien zur Kohlenstoffentnahme und dauerhaften Speicherung oder stofflicher Nutzung muss deutlich vor 2040 gelingen. Mit den aktuellen gesetzli-chen Regelungen zu RFNBOs wird dies nicht im Ansatz gelingen. Der aktuelle Rechts-rahmen bremst den Hochlauf und bedarf dringend der Überarbeitung.\r\n\r\nFür die Zielerreichung und den Erhalt der Versorgungssicherheit ist der Aufbau, Er-halt und Ausbau der Energienetze und -speicher, die Vorhaltung von steuerbaren Flexibilitäten für das Stromnetz sowie der grenzüberschreitende Aufbau eines Was-serstoffkernnetzes und eines CO2-Sammelnetzes, einschließlich „umgewidmeter“ be-stehender Infrastruktur, unabdingbar.\r\n\r\nEs ist eine deutliche Verstärkung der Sektorkopplung durch Elektrifizierung des End-energieverbrauchs bzw. Wärmeverbrauches mittels Wärmepumpen sowie Ausbau leitungsgebundener dekarbonisierter Wärmeversorgung erforderlich. Es darf jedoch nicht erwartet werden, dass der Gebäudesektor bis zum Jahr 2040 bereits vollstän-dig dekarbonisiert oder klimaneutral werden kann.\r\n\r\nEs müssen Leitmärkte für erneuerbare und kohlenstoffarme Energie- und Industrie-produkte entwickelt werden.\r\n\r\nEs besteht die Notwendigkeit, natürliche Kohlenstoffsenken langfristig zu erhalten, zu bewirtschaften und zu verbessern, die biologische Vielfalt zu schützen und wie-derherzustellen, die Luftqualität weiter zu verbessern sowie den Schutz der Wasser-ressourcen zu gewährleisten.\r\nSeite 10 von 19\r\n\r\nDie in das Climate Law neu aufgenommenen Leitlinien a - d sind nach der Maßgabe der im Folgenden beschriebenen Sachverhalte anzupassen bzw. umzusetzen.\r\n3.2 Zu Artikel 4 Absatz 4: Leitlinien für die Überprüfung der einschlägigen Rechtsvorschrif-ten der Union durch die EU-Kommission\r\n3.2.1 Leitlinie a): Beitrag hochwertiger internationaler Gutschriften\r\nDie Leitlinie sieht ab 2036 einen begrenzten Beitrag hochwertiger internationaler Gutschriften gemäß Artikel 6 des Übereinkommens von Paris zum Ziel für 2040, in Höhe von 3 Prozent der Nettoemissionen der EU im Jahr 1990, zur Unterstützung der EU und von Drittländern vor. Die vorgesehene Begrenzung entspricht einer Menge von ca. 140 Mio. t CO2, die auf der Grund-lage eines linearen Zielpfads verbucht werden sollen.\r\nDie Herkunft, die Qualitätskriterien und andere Bedingungen für den Erwerb und die Verwen-dung solcher Gutschriften sollen in nachgelagerten Rechtsvorschriften der Union, in denen so-lide und hohe Integritätskriterien und -standards sowie Bedingungen hinsichtlich der Her-kunft, des Zeitplans und der Verwendung dieser Gutschriften festgelegt werden. Dabei sollen diese internationalen Gutschriften gemäß den Erwägungsgründen für die Einhaltung der Vor-schriften auf dem CO2-Markt der EU keine Rolle spielen. Hierbei ist noch unklar, welche CO2-Märkte hier gemeint sind (EU-ETS 1 und/oder EU-ETS 2, weitere (freiwillige) CO2-Märkte).\r\n›\r\nBDEW-Position\r\nVor dem Hintergrund der negativen Erfahrung mit JI- und CDM-Projekten im Rahmen des EU-Emissionshandels bietet Artikel 6 des Pariser Abkommens eine geeignete Grundlage für einen neuen Anlauf bei der Nutzung hochwertiger Gutschriften. Ausgehend von der Beschlusslage der COP 29 und der daran anknüpfenden weiteren Ausarbeitung der Umsetzungsregeln im Rahmen der internationalen Verhandlungen kann eine signifikante europäische Nachfrage den entscheidenden Hebel für den Hochlauf eines solchen internationalen Kohlenstoffmarktes ins-besondere für hochwertige Senkenzertifikate bilden. Die Leitlinie der Verordnung bedarf je-doch weiterer Konkretisierung im Hinblick auf das geplante Budget, den Zeitverlauf und die Nutzung der Gutschriften.\r\nHinsichtlich des insgesamt zur Verfügung stehenden Gutschriftenbudget bedarf es der Klar-stellung in der Leitlinie, ob das 3-Prozent-Kriterium einmalig für das Jahr 2040 (ca. 140 Mio. t CO2), linear hochlaufend über den Zeitraum 2036 – 2040 (ca. 350 Mio. t CO2) oder jährlich über den Zeitraum 2036 – 2040 (ca. 700 Mio. t CO2) anzuwenden ist.\r\nSeite 11 von 19\r\nDer BDEW begrüßt die Eröffnung der Anrechenbarkeit internationaler Gutschriften unter den folgenden Voraussetzungen:\r\n\r\nEine Anrechnung sollte nicht nur über den Zeitraum 2036 – 2040, sondern auch über 2040 hinaus zur Absicherung des Pfades hin zum Klimaneutralitätsziel vorgesehen werden. Der BDEW spricht sich in diesem Zusammenhang für einen linearen Hoch-lauf der Anrechenbarkeit bis zum Jahr 2040, gefolgt von einem linearen Auslaufen nach 2040 bis zum Jahr der Klimaneutralität aus.\r\n\r\nGleichzeitig sollte sichergestellt werden, dass die Einbindung von Gutschriften nicht dazu führt, dass eingeschlagene Transformationspfade in der Industrie hin zu Was-serstoff in Frage gestellt, verlangsamt oder anderweitig beeinträchtigt werden.\r\n\r\nEs ist eine faire Allokation des Beitrags bzw. der Nutzung über alle Sektoren und Mitgliedstaaten einschließlich CO2-Märkte sowie Land-, Abfall- und Abwasserwirt-schaft vorzunehmen.\r\n\r\nAls mögliche Kriterien für die Hochwertigkeit sollte für dauerhafte Kohlenstoffsen-ken als Mindestanforderung die Einhaltung des europäischen Zertifizierungsrahmens (CRCF) gefordert werden. Für Emissionsreduktionen sollten die „Do not significantly harm (DNSH)“-Kriterien der EU-Taxonomie beachtet werden. Es sollten nur neue zu-sätzliche Gutschriften und keine verbleibenden Restkontingente aus dem CDM-Me-chanismus genutzt werden. Zudem sollten keine internationalen Gutschriften aus Projekten der Kernkraft oder großen Wasserkraft bezogen werden.\r\n\r\nDie Nutzung internationaler Projektgutschriften durch die EU-Kommission oder die Mitgliedstaaten sollte als „ultima ratio“ erst nach Ausschöpfen aller inländischen Flexibilitäten ermöglicht werden („Sicherheitsnetz“).\r\n\r\nBei der Überprüfung, Nachjustierung und Umsetzung der einschlägigen Rechtsvor-schriften und europäischen Klimaschutzinstrumente sollte keine ex-ante Berücksich-tigung des möglichen Beitrags internationaler Projektgutschriften erfolgen.\r\n\r\nIn Ergänzung hierzu sind stabile Energiepartnerschaften zur Verwirklichung bilatera-ler Projekte erforderlich (z. B. im Gas- und Wasserstoffsektor).\r\n\r\nDie Nutzung von internationalen Gutschriften zur Erfüllung der Abgabeverpflichtung im europäischen Emissionshandelssystem (EU-ETS) zum Ausgleich schwer vermeid-barer Restemissionen sollte nicht von vorneherein im Climate Law ausgeschlossen\r\nSeite 12 von 19\r\nwerden, sondern ergebnisoffen\r\nim Rahmen der anstehenden Überarbeitung der Emissionshandelsrichtlinie (Richtlinie 2003/87/EG) geprüft werden.\r\n3.2.2 Leitlinie b): Rolle dauerhafter Entnahmen in der EU im Rahmen des EU-ETS\r\nIm Rahmen der Überarbeitung der Richtlinie 2003/87/EG im Jahr 2026 beabsichtigt die EU-Kommission vorzuschlagen, dauerhafte CO2-Entnahmen in der EU in das EU-ETS aufzunehmen, um Restemissionen aus schwer zu dekarbonisierenden Sektoren auszugleichen.\r\n›\r\nBDEW-Position\r\nAus Sicht des BDEW ist die weitreichende Nutzung naturbedingter und industrieller Kohlen-stoffsenken unabdingbarer Bestandteil einer umfassenden Strategie zum Erreichen des EU-Ziels der Klimaneutralität bis spätestens 2050 und negativer Emissionen danach.\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\nDie Verabschiedung des einheitlichen Zertifizierungsrahmens Ende 2024 ist wesentliche Vo-raussetzung für eine transparente und verlässliche Überwachung, Berichterstattung und Über-prüfung der vorübergehend oder dauerhaft entfernten Kohlenstoffmengen. Darüber hinaus sorgt der Rahmen für Vergleichbarkeit und Wettbewerb zwischen verschiedenen Lösungen für die CO2-Entnahmetätigkeiten auf den CO2-Märkten und ermöglicht einen EU-weiten Handel mit Entnahmezertifikaten sowie eine Nutzung durch Mitgliedstaaten und Unternehmen im Rahmen des EU-Emissionshandels.\r\nAufgrund der jährlich sinkenden Emissionsobergrenzen kann unter der derzeitigen Rechtslage davon ausgegangen werden, dass ab etwa dem Jahr 2040 keine neuen Emissionszertifikate für den Emissionshandel für ortsfeste Anlagen (ETS1) und ab etwa 2045 für den Brennstoffemissi-onshandel (ETS2) mehr ausgegeben werden.\r\nDas schrumpfende Cap und die abnehmende Liquidität auf dem Kohlenstoffmarkt können die Funktionsweise des Kohlenstoffmarktes und die Preisstabilität für den Kauf der\r\nSeite 13 von 19\r\nEmissionszertifikate beeinträchtigen. Vor diesem Hintergrund sollten ETS-Unternehmen CO₂-Entnahmezertifikate zur Erfüllung ihrer Verpflichtungen nutzen dürfen, um damit Anreize für Investitionen in Technologien zur CO₂-Entnahme zu setzen, deren Umsetzung einen entspre-chenden zeitlichen Vorlauf erfordert.\r\nDaher sollten schnellstmöglich ausschließlich dauerhafte CO₂-Entnahmen gemäß dem Car-bon Removal Certification Framework (CRCF) in das EU-ETS einbezogen werden.\r\nDie Nutzung von CO2-Entnahmeeinheiten aus industriellen CO2-Entnahmetätigkeiten sollte zum Ausgleich von nicht oder nur schwer vermeidbaren Emissionen im Rahmen des EU-Emis-sionshandels zugelassen werden. Damit können den Anlagenbetreibern vor dem Hintergrund des schnellen Abschmelzens der Emissionsobergrenzen neue Perspektiven und Geschäftsmo-delle auf dem Pfad zur Klimaneutralität eröffnet, die integrierte stoffliche Nutzung von Koh-lenstoff bzw. CO2 an den Standorten befördert und die für eine verlässliche CO2-Preisbildung erforderliche Liquidität im Markt geschaffen werden.\r\nZu diesem Zweck müssen CO2-Entnahmeeinheiten übertragbar und EU-weit handelbar sein sowie auf Antrag des Inhabers in Emissionsberechtigungen umgetauscht werden. Doppelan-rechnung in unterschiedlichen Ländern sowie Doppelzählung von Zertifikaten bei der Erfüllung von Abgabepflichten müssen durch ein EU-Register und Anpassungen der nationalen und un-ternehmerischen Treibhausgasinventare vermieden werden.\r\nNegative Emissionen werden sich in der Marktanlaufphase allerdings nicht ausschließlich über den CO₂-Preis finanzieren können. Es ist eine zusätzliche finanzielle Unterstützung (z. B. über CCfDs) erforderlich, um die Lernkurven zu beschleunigen und den Aufbau der notwendigen Infrastruktur anzustoßen. Hierbei ist ein transparenter CO₂-Marktpreis für Entnahmen ent-scheidend für die Nutzung von CCfDs als Finanzierungsinstrument.\r\nBei der Finanzierung der Infrastruktur muss dafür gesorgt werden, dass die ersten angeschlos-senen Betriebe nicht übermäßig für den Transport belastet werden. Es bedarf gezielter Maß-nahmen zur Verringerung von Investitionsrisiken beim Aufbau der benötigten Infrastruktur.\r\nBei allen Aspekten muss der Schutz der Wasserressourcen unter allen Bedingungen sicherge-stellt werden. In Deutschland ist aufgrund der dichten Besiedlung, der Schutzwürdigkeit der Trinkwasserressourcen sowie tektonischer und seismischer Bedenken nur die Offshore-Spei-cherung von CO2 zu betrachten. Lagerstätten für die dauerhafte unterirdische Onshore-Spei-cherung von CO2 sind für Deutschland nicht zu berücksichtigen.\r\nSeite 14 von 19\r\n3.2.3 Leitlinie c): Flexibilität über die verschiedenen Sektoren hinweg\r\nBei der Überarbeitung des Rechtsrahmens soll die EU-Kommission eine größere Flexibilität über die verschiedenen Sektoren hinweg berücksichtigen, um die Verwirklichung der Klima-schutzziele auf kosteneffiziente Weise zu unterstützen.\r\n›\r\nBDEW-Position\r\nDer BDEW spricht sich für die gezielte Fortsetzung bzw. zusätzliche Aufnahme von Flexibilitä-ten in das EU-ETS aus. Die Flexibilitäten müssen jedoch strikt regelbasiert und für die Markt Teilnehmer transparent und vorhersehbar ausgestaltet werden.\r\nAls mögliche Elemente für eine gezielte Weiterentwicklung und kosteneffiziente Erreichung der Minderungsziele kommen insbesondere in Frage:\r\n\r\nEs sollten zusätzliche flankierende Maßnahmen zur Entlastung vulnerabler Gruppen für das ETS2 vorgesehen werden.\r\n\r\nDie Marktstabilitätsreserve für das ETS2 sollte über das Jahr 2031 hinaus fortge-führt und frühzeitige Versteigerungen schon ab 2026 durchgeführt werden.\r\n\r\nDie perspektivische Zusammenführung von ETS1 und ETS2 sollte geprüft werden. Der BDEW lehnt eine kurzfristige Einbeziehung der Bereiche Gebäude und Verkehr in das ETS1 ab. Diese würde voraussichtlich zu sehr viel höheren CO2-Zertifikatspreisen führen, was sich in erster Linie auf die bereits im ETS1 erfassten Sektoren auswirken würde. Für die neu erfassten Sektoren hingegen, hätte dies aufgrund der unter-schiedlichen Preiselastizitäten und Vermeidungskosten das Risiko, dass dort Anstren-gungen zur THG-Minderung schwächer ausfallen würden als bei separat formulier-ten Zielen für diese Bereiche. Für Industrieunternehmen würde sich zudem durch ge-stiegene Zertifikatspreise die Gefahr des Carbon Leakage erhöhen. Langfristiges Ziel (post 2030) sollte allerdings eine sektorübergreifende, europäische Lösung zur mög-lichst einheitlichen CO2-Bepreisung angestrebt werden. Der Zeitpunkt der Zusam-menführung sollte in Abhängigkeit der zu erwartenden Angleichung der CO2-Vermei-dungskosten bestimmt werden.\r\n\r\nDarüber hinaus sollte die EU-Kommission ihre Anstrengungen für ein Linking mit vergleichbaren „Cap & Trade“ Systemen anderer Länder und Regionen (z. B. Groß-britannien) im Einklang mit Artikel 25 der ETS-Richtlinie deutlich verstärken.\r\nSeite 15 von 19\r\n\r\nIm EU-ETS ist die Nutzung von Emissions- und Senkenzertifikaten aus Nicht-EU-Staa-ten, die Teil des ETS sind (z. B. Norwegen, Island) und aus Ländern und Regionen mit Linking-Abkommen (z. B. Schweiz und ggf. künftig Großbritannien) zu ermöglichen.\r\nDarüber hinaus sollte auch für die nicht von der CO2-Bepreisung erfassten Bereiche ein effizi-entes Sicherstellen des indikativen EU-Zielpfades und der verbindlichen EU-Ziele durch die Nutzung von Flexibilitäten durch Kommission und Mitgliedstaaten eingeräumt werden:\r\n\r\nDie Vorwegnahme oder Übertragung von Minderung auf nachfolgende Jahre für ei-nen noch zu definierenden Verpflichtungszeitraum (z. B. in Fünfjahresscheiben).\r\n\r\nDie Einrichtung einer Reserve von internationalen Gutschriften als Sicherheitsnetz für die Zielerfüllung (siehe Punkt a) ).\r\n\r\nFalls die europäische Klimaschutzverordnung (Verordnung (EU) 2018/842 - ESR) und die LULUCF-Verordnung (Verordnung (EU) 2018/841) für die Zeit nach 2030 fortge-führt werden: Verknüpfung von land- und forstwirtschaftlicher Emissionsminderung mit LULUCF-Senken (siehe Art. 7 ESR und Art. 12 LULUCF). Das Fortführen dieser Fle-xibilitäten bei der Zielerreichung post 2030 wäre sinnvoll, da insbesondere in Verbin-dung mit den erforderlichen Minderungsmaßnahmen und strukturellen Maßnahmen in der Landwirtschaft die Nutzung von land- und forstwirtschaftlichen Senkenprojek-ten mögliche Synergien bilden kann.\r\nDie Anrechnung natürlicher Kohlenstoffsenken auf die Klimaschutzziele der Union und der Mitgliedstaaten bedarf eines verlässlichen Rahmenwerks für die Bilanzierung und entschlosse-ner Programme der Mitgliedstaaten zum Erhalt, Ausbau und Bewirtschaftung, wobei auch die möglichen zunehmenden Auswirkungen des Klimawandels (verlängerte Trockenperioden, mehr Überschwemmungen, intensivere Stürme und weitere Extremwetterereignisse etc.) und mögliche Effekte auf die Wasserwirtschaft mitbedacht werden müssen.\r\n3.2.4 Leitlinie d): Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030\r\nDie Leitlinie sieht vor, dass Kosteneffizienz und Solidarität als Teil der Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030 unter Berücksichtigung der jeweiligen nationalen Gegebenheiten bei der Fortführung der EU-Klimaschutzverordnung (Effort Sharing Regulation - ESR) zu berücksichtigen sind.\r\n›\r\nBDEW-Position\r\nSeite 16 von 19\r\nAus Sicht des BDEW sollte die ESR nach 2030 nicht in der bestehenden Form mit einzelspezi-fischen Mitgliedstaatenvorgaben fortgeführt werden.\r\nSollte eine Fortführung der bestehenden Systematik dennoch erfolgen, so sind folgende As-pekte für die Zeit nach 2030 zwingend zu berücksichtigen:\r\n\r\nEs darf keine automatische „proportionale“ Fortschreibung der Mitgliedstaatenziele der ESR für 2030 bis 2040 zu Lasten Deutschlands (anhand des Kriteriums BIP per Ca-pita) erfolgen.\r\n\r\nEs ist eine Neubewertung der Vermeidungskosten und –potenziale in den Mitglied-staaten und des Konzepts von „Kosteneffizienz und Solidarität“ nach geltender ESR für die Zeit nach 2030 erforderlich.\r\n\r\nEs darf keine Fortführung der Flexibilitätsmöglichkeit für bestimmte Mitgliedstaaten nach Verringerung von EU-ETS-Zertifikaten (Art. 6 ESR) zu Lasten Deutschlands und der vom EU-ETS erfassten Aktivitäten vorgesehen werden.\r\n\r\nVom ETS2 erfasste Brennstoffemissionen sind aus dem ESR-Anwendungsbereich (un-ter Berücksichtigung des nationalen Opt-in weiterer Emissionen in den EU-ETS) her-auszunehmen.\r\n\r\nDer Brennstoffeinsatz in landwirtschaftlichen Feuerungsanlagen sollte EU-weit in das ETS2 aufgenommen werden.\r\n\r\nEs ist ein kohärenter EU-weiter Ansatz zur Emissionsminderung in der Abfallwirt-schaft (einschließlich Abfallverbrennung) ohne Carbon-Leakage-Risiko und Fehlanrei-zen für Deponierung erforderlich.\r\n\r\nAnstelle einer „residualen ESR“ sollten die nicht von der EU-weiten CO2-Bepreisung erfassten Emissionen verstärkt über komplementäre EU-weite Instrumente adres-siert werden (Technische Standards, Agrarpolitik, Kreislaufwirtschaft etc.).\r\nSeite 17 von 19\r\n3.3 Anhang 1: Zielpfad der EU für Klimaneutralität und Klimazielarchitektur für 2040\r\nAbbildung 1: Zielpfad der EU für das Erreichen der Klimaneutralität 2050\r\nAbbildung 2: EU-Klimazielarchitektur und Instrumente in 2040\r\nSeite 18 von 19\r\n3.4 Anhang 2: Vergleich der in der Folgenabschätzung der EU-Kommission untersuchten Op-tionen\r\nParameter\r\nOption 1\r\nOption 2\r\nOption 3\r\nJahr 2040\r\nLineare Trajektorie (EU Klimagesetz)\r\nFit for 55 (zzgl. RePo-werEU)\r\nZusätzliche Maßnah-men\r\nNetto-THG-Minde-rung (geg. 1990)\r\n-78%\r\n(75 – 80%)\r\n-88%\r\n(85 – 90%)\r\n-92%\r\n(90 – 95%)\r\nBrutto-THG-Minde-rung (geg. 1990)\r\n-74%\r\n-82%\r\n-85%\r\nBudget 2031-2050 (Mrd. t CO2eq)\r\n21 GT\r\nBis zu 18 GT\r\nBis zu 16 GT\r\nErforderliche THG-Minderung bis zur Kli-maneutralität\r\n50% der Anstren-gungen bis 2040 über 2031-2050\r\n66% der Anstrengun-gen bis 2040 über Zeitraum 2031-2050\r\n75% der Anstrengun-gen bis 2040 über Zeitraum 2031-2050\r\nJährliche Minderung\r\n2031-2040: -2,2%\r\n2041-2050: -2,2%\r\n2031-2040: -2,8%\r\n2041-2050: -1,5%\r\n2031-2040: -3,3%\r\n2041-2050: -1,0%\r\nBrutto THG-Emission in 2040\r\n1273 Mio. t\r\n912 Mio. t\r\n748 Mio. t\r\nBeitrag technischer & natürlicher Senken\r\n-220 Mio. t\r\n-365 Mio. t\r\n-392 Mio. t\r\nNetto THG-Emission in 2040\r\n1051 Mio. t\r\n548 Mio. t\r\n356 Mio. t\r\nEE-Anteil am Brutto-Endenergieverbrauch\r\n65%\r\n72%\r\n75%\r\nVerringerung End-energieverbrauch\r\n-34% geg. 2015\r\n-34% geg. 2015\r\n-35% geg. 2015\r\nSeite 19 von 19\r\nAnsprechpartner/Ansprechpartnerin\r\nDr.-Ing. Martin Ruhrberg\r\nFachgebietsleiter Luftreinhaltung und Klima-schutz\r\nTel.: 030-300199-1518\r\nMartin.ruhrberg@bdew.de\r\nDustin Kich\r\nBDEW EU-Vertretung\r\n+32 2 774 5111\r\nDustin.Kich@bdew.de"},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020069","regulatoryProjectTitle":"Einführung gezielter regulatorischer Anreize zur Flexibilitätsbereitstellung im Wasserstoffsystem","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/55/af/624010/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300240.pdf","pdfPageCount":9,"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\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\nBerlin, 10. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nFakten und Argumente\r\nFlexibilitätsquellen im Wasserstoffsystem\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Begriffliche und systemische Einordnung ........................................................... 4\r\n3 Schnittstellen zu Strom- und Wärmesystem ....................................................... 5\r\n4 Quellen und Bereitsteller von Flexibilität ........................................................... 6\r\n5 Zeitliche Entwicklung und Relevanz in der Clusterphase ..................................... 7\r\n6 Aktuelle Herausforderungen und notwendige Rahmenbedingungen .................. 8\r\n7 Fazit .................................................................................................................. 8\r\nSeite 3 von 9\r\n1 Einleitung\r\nWasserstoff wird eine Schlüsselrolle in der Dekarbonisierung von Industrie und Energiewirt-schaft spielen, da er Erneuerbare Energien speicherbar und damit verlässlich nutzbar macht. Durch die Möglichkeit, Energie in großen Mengen über längere Zeiträume zu speichern, kön-nen Versorgungslücken bei schwankender Wind- und Solarstromproduktion ausgeglichen wer-den. Die sichere Stromversorgung in einem zunehmend auf Erneuerbaren Energien basieren-den Energiesystem braucht Wasserstoff - und insbesondere Wasserstoffkraftwerke und -spei-cher - um auch die Dunkelflaute abzusichern. Die zukünftig benötigte sichere Bandlieferung von Wasserstoff für die Industrie kann in der ersten Phase des Hochlaufs nur durch sicher ver-fügbare große Flexibilitäten ermöglicht werden. So schafft Wasserstoff die Grundlage, volatile grüne Energie flexibel verfügbar zu machen und sektorenübergreifend einzusetzen.\r\nDamit Wasserstoff diese Rolle erfüllen kann, ist jedoch auch innerhalb des Wasserstoffsystems ein hohes Maß an Flexibilität erforderlich. Kurzfristige Lastwechsel, mittelfristige Schwankun-gen und saisonale Unterschiede prägen Erzeugung, Transport und Nutzung von Wasserstoff. Um eine bedarfsgerechte und sichere Versorgung zu gewährleisten, braucht es somit Flexibili-tätsquellen - insbesondere, um durch ein bedarfsgerechtes Angebot den Hochlauf des Was-serstoffmarktes zu ermöglichen sowie einen stabilen Netzbetrieb sicherzustellen, der die Grundvoraussetzung für einen funktionierenden Wasserstoffmarkt bildet.\r\nDieses Grundsatzpapier definiert und kategorisiert Flexibilitäten, beschreibt den spezifischen Bedarf im Wasserstoffsystem und formuliert Empfehlungen für Politik, Regulierung und Marktakteure. Dabei wird vor allem auf die speziellen Herausforderungen während des not-wendigen Markthochlaufs eingegangen. Das Papier ergänzt damit die vom BDEW formulierten Leitsätze und Kernforderungen für den Wasserstoffhochlauf, welche Technologieoffenheit, Systemintegration und Investitionssicherheit betonen, die den entstehenden Wasserstoff-markt flankieren müssen.\r\nSeite 4 von 9\r\n2 Begriffliche und systemische Einordnung\r\nFlexibilität im Energiesystem ist grundsätzlich die Veränderung von Einspeisung oder Ent-nahme als Reaktion auf ein externes Signal (z.B. Preissignale oder eine Aktivierung durch den Marktgebietsverantwortlichen)1.\r\nFlexibilitätsquellen im Wasserstoffbereich sind dadurch gekennzeichnet, dass sie die Fähigkeit besitzen, Angebot und Nachfrage von Wasserstoff dynamisch und bedarfsgerecht aneinander anzupassen. Ziel ist es, effizient auf Schwankungen in Wasserstoffproduktion und -nutzung zu reagieren. Sie unterstützen die Integration Erneuerbarer Energien, die Sektorkopplung sowie das gesamte Energiesystem und leisten daher einen entscheidenden Beitrag zur Versorgungs-sicherheit und Systemstabilität. Regelenergie hat dabei eine besondere Bedeutung inne. Durch die kurzfristige Bereitstellung von Flexibilität gewährleistet sie einen sicheren Betrieb des Wasserstoffnetzes und bildet damit die Basis eines funktionierenden Wasserstoffmarkts.\r\nZu unterscheiden sind daher folgende zeitliche Kategorien:\r\n›\r\nKurzfristige Flexibilität: Minuten bis wenige Stunden, vor allem relevant für Netzbetrieb und Regelenergie.\r\n›\r\nMittelfristige Flexibilität: Tage bis wenige Wochen, entscheidend zur Glättung meteorolo-gisch bedingter Produktionsschwankungen.\r\n›\r\nLangfristige Flexibilität: Saisonaler Ausgleich, z. B. zwischen Sommerüberproduktion und winterlicher Nachfrage.\r\nAktuelle Herausforderung ist, dass sich der Wasserstoffmarkt erst in der Entstehung befindet. Er verfügt daher über deutlich weniger flexible Ressourcen als das etablierte Erdgasnetz. Zu-dem unterscheidet sich Wasserstoff durch eine geringere Energiedichte im Vergleich zum Erd-gas (Faktor 3-4 geringer) mit dem Resultat, dass auch das Ausgleichspotenzial im Netz, wie z.B. der Leitungspuffer der Netzbetreiber (Linepack), deutlich geringer ist. Das notwendige Spei-cher- und Ausgleichspotenzial muss daher aus den ans Netz angeschlossenen, entsprechend dimensionierten Speichern oder anderen Flexibilitätsquellen kommen. Mit wachsender Spei-cherinfrastruktur und zunehmender Digitalisierung werden künftig große\r\n1 In Analogie zum Stromsektor und der Diskussion zum Demand-Side-Management ist darüber hinaus die Unter-scheidung wichtig, ob eine Reduktion der Entnahme (Flexibilität als Lastsenkung) durch eine spätere Entnahme-erhöhung nachgeholt werden muss oder nicht (Nachholeffekt).\r\nSeite 5 von 9\r\nFlexibilitätskapazitäten verfügbar sein. Dennoch bleiben die Flexibilitätsbandbreiten im Was-serstoffnetz, die sich aus der aktuell in Erarbeitung befindlichen Logik der grünen Zone2 erge-ben (BNetzA-Festlegung WasABi), langfristig kleiner als im Erdgasnetz. Umso wichtiger ist es, bereits jetzt geeignete Anreize zur Flexibilitätsbereitstellung durch die Marktakteure für die Clusterphase (s. Kapitel 5) sowie die Phase des deutschlandweiten Marktgebietes zu schaffen. Hinzu kommt, dass Planungs-, Genehmigungs- und Bauphasen für einige Quellen mehrere Jahre in Anspruch nehmen werden.\r\n3 Schnittstellen zu Strom- und Wärmesystem\r\nWasserstoff ist in mehrfacher Hinsicht mit anderen Energiesektoren verbunden. Besonders relevant ist die Schnittstelle zum Stromsystem. Wasserstofferzeuger - vor allem, aber nicht ausschließlich Elektrolyseure - koppeln die Systeme: Sie arbeiten als flexible Lasten, sofern Strombezugsvorgaben die Fahrweise nicht einschränken. Bis zur Erreichung eines erneuerba-ren Anteils von 90 Prozent im Marktgebiet bleibt das Betriebsprofil von Erzeugungsanlagen für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBOs) stark von regulatorischen Krite-rien abhängig. Mit steigender Durchdringung volatiler Einspeiser wie Elektrolyseuren, die ab-hängig vom Dargebot Erneuerbarer Energien Wasserstoff erzeugen, entsteht ein zusätzlicher Bedarf an Flexibilität im Wasserstoffsystem. Wasserstoffspeicher können hier doppelt wirken: als Quelle von zusätzlichen Molekülen bei Unterdeckung und als Senke für Überschüsse. In Zeiten von Überschussstrom dienen Elektrolyseure als Senken, in Dunkelflauten können Was-serstoffspeicher als Quelle zur Rückverstromung zur Verfügung stehen, bspw. in Kraftwerken oder KWK-Anlagen. Flexibilität im Wasserstoffsystem kann somit entscheidend zur Integration Erneuerbarer Energien in allen Sektoren beitragen und eine entscheidende Rolle bei der Siche-rung der Stabilität im Stromnetz einnehmen. Redispatch-Maßnahmen sind ein bewährtes In-strument, um Netzengpässe zu managen und kurzfristig Stabilität sicherzustellen. Eine allei-nige Betrachtung von Redispatch-Maßnahmen greift in der Komplexität des Systems dabei zu kurz. Vielmehr ist ein Business Case notwendig, der auch weitere Flexibilitätsdienste ermög-licht.\r\n2 In der Festlegung zum Wasserstoff Ausgleichs- und Bilanzierungsmodell (WasABi) der Bundesnetzagentur be-schreibt die grüne Zone einen stabilen Zustand des Netzes. Wenn der Netzzustand innerhalb dieser grünen Zone liegt, sind keine Ausgleichsmaßnahmen oder Anreize im Wasserstoff-Marktgebiet erforderlich.\r\nSeite 6 von 9\r\nDie tatsächliche Ausgestaltung der Wärmewende und der Anteil von Wasserstoff in der Bereit-stellung von Gebäudewärme ist noch ungewiss und in Fachkreisen nicht abschließend erör-tert. Für eine echte sektorübergreifende Optimierung braucht es datenbasierte Schnittstellen, klare Bilanzierungsregeln und ökonomische Signale, die Lastverschiebungen zwischen Strom-, Gas- und Wärmesystem steuern.\r\n4 Quellen und Bereitsteller von Flexibilität\r\nIm zukünftigen Wasserstoffsystem können unterschiedliche Akteure Flexibilitätsquellen be-reitstellen. Zu den Flexibilitätsquellen zählen bei Betrachtung des deutschlandweiten Markt-gebietes Wasserstoffspeicher, vor allem Kavernen- aber auch Poren- sowie Röhrenspeicher, Wasserstofferzeugungsanlagen wie Elektrolyseure oder Dampfreformierungsanlagen, Grenz-übergangspunkte, Importterminals, Ammoniakcracker und Industrieunternehmen mit flexib-len Bedarfen sowie Rückverstromungseinheiten (u.a. Wasserstoffkraftwerke). Die Flexibilitäts-quellen unterscheiden sich stark in ihren Eigenschaften, die für die Flexibilitätsbereitstellung relevant sind. Hier zu nennen sind bspw. ihre voraussichtliche mengenmäßige und geographi-sche Verfügbarkeit, der Zeitpunkt, ab wann die Option dem System tatsächlich zur Verfügung stehen wird sowie die technischen Einschränkungen und betrieblichen Möglichkeiten der Quelle im Bedarfsfall einer Flexibilitätsbereitstellung. Zudem ist die Unterscheidung von einer Lastreduktion und einer Lastverschiebung bei einer Flexibilitätsbereitstellung entscheidend. Technisch können Elektrolyseure bspw. ihre Last in Sekunden anpassen, auch wenn dies je nach Ausmaß der Lastanpassung mit Risiken behaftet sein kann. Betriebswirtschaftlich lohnt sich diese Flexibilität nur, wenn Strom- und Wasserstoffpreise entsprechende Signale geben. Hinzu kommen die bereits erwähnten regulatorisch indizierten Einschränkungen bei der Pro-duktion von RFNBOs. Wasserstoffimporte über Terminals oder Pipelines bieten mittel- und langfristige Spielräume, erfordern jedoch eine koordinierte Netzplanung.\r\nDer heutige Einsatz von Speicheranlagen im Erdgas resultiert in wesentlichen Teilen aus hohen saisonalen Speicherbedarfen, begründet durch die Heizperiode. Der Speicher-/Flexibilitätsbe-darf im zukünftigen Wasserstoffmarkt wird sich aufgrund der neuen Kundenstruktur (höherer Industrieanteil, fluktuierende Einspeisung von Elektrolyseuren, geringerer Raumwärmeanteil) deutlich kurzfristiger entwickeln. Es werden Speichersysteme benötigt, die agil und flexibel Wasserstoff bereitstellen können. Hierfür sind Kavernenspeicher besonders geeignet, wobei auch Porenspeicher v.a. für die saisonale Speicherung eine bedeutende Rolle spielen. Hinzu-kommt, dass die benötigte sichere Bandlieferung für die Industrie in der ersten Phase des Hochlaufs im Wesentlichen durch Speicher unterstützt werden kann.\r\nSeite 7 von 9\r\nAuf der anderen Seite können Importterminals durch die stabile Einspeisung von Wasserstoff-mengen in das Wasserstoffsystem einen wichtigen Beitrag dazu leisten, Flexibilitätsbedarfe auf der Nachfrageseite zu reduzieren. Deutschland wird weiterhin ein Energieimporteur blei-ben. Importe tragen somit nicht nur zu einer Diversifizierung der Energiebeschaffung und -ver-sorgung bei und reduzieren die Abhängigkeit von Energielieferanten aus dem außereuropäi-schen Ausland, sondern helfen bei der Stabilisierung des Energiesystems. Es ist demnach zwin-gend erforderlich, parallel die Grundlagen und Voraussetzungen für den Import von Wasser-stoff und seinen Derivaten weiterentwickelt werden. Hier würde eine Europäische Wasser-stoff-Allianz wichtige gemeinsame Arbeit leisten können.\r\nDie diversen Unterschiede der Quellen machen deutlich: Die Bewertung der Flexibilitätspoten-ziale muss technologieoffen und systemisch erfolgen. Ein besonderes Augenmerk liegt auf der Frage, in welchen Phasen des Hochlaufs welche Flexibilitätsquellen technisch und wirtschaft-lich verfügbar sind.\r\n5 Zeitliche Entwicklung und Relevanz in der Clusterphase\r\nWie bereits beschrieben steigen die Flexibilitätsbedarfe aber auch die Flexibilitätspotenziale im System mit zunehmender Zahl von Einspeisern und Verbrauchern, in der Hochlaufphase sind die Quellen jedoch noch begrenzt. Die wenig vermaschten, kleineren Netzsysteme/Clus-ter sind zu Beginn tendenziell durch eine direkte Lieferbeziehung geprägt. Zudem ist in der Aufbauphase des Kernnetzes davon auszugehen, dass im Zeitverlauf ein nur sehr begrenzter Regelenergiemarkt existiert. Darüber hinaus werden sich die Regelenergieoptionen in den Clustern voraussichtlich sehr unterschiedlich entwickeln. Dies stellt besondere Anforderungen an die Systemplanung. Cluster sollten deshalb im Rahmen des Möglichen bereits zu Beginn be-rücksichtigen, dass sie möglichst viele Flexibilitätsoptionen beinhalten. Um Perspektiven und Anreize für die Bereitstellung von Flexibilitäten zu bieten sowie den Markthochlauf zu fördern, sollten die Mechanismen zur Flexibilitätsbeschaffung von Anfang an möglichst marktbasiert ausgestaltet werden.\r\nWasserstoffspeicher stellen eine wichtige Flexibilitätsoption dar. In den Clustern, in denen Speicherkapazitäten zunächst nicht ausreichend vorhanden sind, werden in einem begrenzten Umfang Alternativen gefunden werden müssen. Ein Austausch über Herausforderungen und Rahmenbedingungen zwischen Bilanzkreisverantwortlichen/Händlern, Speicherbetreibern, Betreibern anderer Flexibilitätsquellen und Netzbetreibern wäre in diesem Zusammenhang sinnvoll.\r\nSeite 8 von 9\r\n6 Aktuelle Herausforderungen und notwendige Rahmenbedingungen\r\nKurzfristig bestehen wesentliche Herausforderungen im Flexibilitätsmarkt für Wasserstoff. Die verfügbare Flexibilitätsmenge ist absehbar knapp. Ohne gezielte Ausbaudynamik bei Spei-chern, intelligent gesteuerten Elektrolyseuren und flexiblen Verbrauchern droht eine struktu-relle Unterdeckung. Cluster mit wenigen Akteuren bieten nur begrenzte Ausgleichsmöglichkei-ten. Flexibilitätsquellen, wie beispielsweise industrielle Lastverschiebung oder Kurzzeitspei-cher mögen technisch machbar sein, drohen aber ohne entsprechende Marktanreize wirt-schaftlich nicht aktiviert zu werden. Zudem ist der regulatorische Rahmen für viele potenzielle Anbieter noch unklar, z.B. bzgl. der Teilnahme am Regelenergiemarkt. Untergrundspeicher mit Speichervolumen von mehreren TWh bieten hohes Flexibilitätspotenzial, benötigen jedoch hohe Anfangsinvestitionen und lange Vorlaufzeiten für Planung, Genehmigung, Bau und Inbe-triebnahme. Um die notwendige Flexibilität rechtzeitig verfügbar zu machen, müssen heute die richtigen Investitionssignale und -anreize gesetzt werden. Hinzu kommt, dass die Pro-dukte, mit denen die Flexibilitätsquellen aktiviert werden können, noch nicht ausgestaltet sind und wesentliche Regularien fehlen. Hier müssen Preissignale entstehen, sodass Betreiber von Quellen ein betriebswirtschaftliches Interesse an der Bereitstellung der Flexibilität für das Sys-tem haben. Dazu gehören verlässliche Erlösperspektiven, regulatorische Planungssicherheit sowie pragmatisch ausgestaltete Regulierung und die gezielte Förderung von Speicherinfra-struktur mit langfristiger Wirkung.\r\n7 Fazit\r\nEs ist festzuhalten, dass in der Hochlaufphase des Wasserstoffsystems Flexibilitätsquellen, wie z.B. Wasserstoffspeicher sowie flexible Einspeiser oder Abnehmer im Wasserstoffsystem, be-grenzt sein werden. Das Flexibilitätsangebot im heutigen Erdgassystem ist für Wasserstoff da-her nicht ansatzweise vergleichbar. Die unterschiedlichen Clusterentwicklungen bereiten zu-sätzliche Schwierigkeiten, da zum Teil ganz unterschiedliche Anforderungen bei der Bereitstel-lung und der Abnahme von Flexibilitäten bestehen.\r\nDie Verfügbarkeit und Bereitstellung von Flexibilität ist dennoch ein zentraler Erfolgsfaktor für den Markthochlauf von Wasserstoff und die Sektorkopplung: Flexibilitätsquellen im Wasser-stoffsystem ermöglichen die Integration volatiler Erzeugung, gleichen regionale Ungleichge-wichte aus und stabilisieren das Gesamtsystem mit besonderen Vorteilen für die Stabilität des Stromsystems. Der Handlungsbedarf ist klar: Bereits heute müssen regulatorische, marktliche und infrastrukturelle Voraussetzungen geschaffen werden, die einen effizienten Einsatz von Flexibilität in ausreichendem Maße ermöglicht. Wasserstoffuntergrundspeicher als zwin-gende, systembildende Voraussetzung für einen Wasserstoffmarkt, Elektrolyseure und flexible Verbraucher benötigen Planungssicherheit und wirtschaftliche Anreize. Gleichzeitig muss der\r\nSeite 9 von 9\r\nOrdnungs- und Regulierungsrahmen klar definieren, wie Flexibilität systemdienlich aktiviert und vergütet werden kann. Nur durch ein koordiniertes Vorgehen von Politik, Regulierung und Wirtschaft lässt sich das Potenzial von Wasserstoff als flexibler Energieträger erschließen und im Sinne des gesamten Energiesystems optimieren."},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020070","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur regulatorischen Ausgestaltung des NEST-Prozesses durch die BNetzA","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/94/df/624012/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300246.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\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nHauptgeschäftsführung\r\nKerstin Andreae (Vorsitzende)\r\nAndrees Gentzsch\r\nDr. Kirsten Westphal\r\nMartin Weyand\r\nUSt-IdNr: DE 814902527\r\nAmtsgericht Charlottenburg\r\nVR 26587 B\r\nBDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brüssel\r\nBelgien\r\nBankverbindung\r\nBerliner Volksbank\r\nIBAN: DE80 1009 0000 8848 0410 00\r\nBIC: BEVODEBB\r\nSeite 1 von 3\r\nFollow-Up zur Sondersitzung des Beirats am 17. September 2025\r\nSehr geehrte Mitglieder des Beirats, sehr geehrte Teilnehmerinnen und\r\nTeilnehmer der Sondersitzung des Beirats,\r\nam 17. September 2025 hatten BDEW und VKU die Gelegenheit, ihre Sicht\r\nauf den NEST-Prozess in der Sondersitzung des Beirats vorzustellen. Wir\r\nwissen, dass das nicht selbstverständlich ist, und sind dankbar für diese\r\nMöglichkeit. Die Präsentation haben wir diesem Schreiben nochmal beigelegt.\r\nIm Rahmen der produktiven Diskussion wurden wir gebeten, insbesondere\r\ndie Werte und die Herleitung der präsentierten Berechnung näher\r\ndarzustellen, als es in dem zehnminütigen Vortrag möglich war. Dem kommen\r\nwir gerne nach. Wir haben in dem beiliegenden Dokument zudem\r\nauch die im Rahmen der Beiratssitzung gestellten und noch offen gebliebenen\r\nFragen aufgenommen und – soweit möglich – beantwortet.\r\nDie Branche teilt das Ziel, die Energiewende kosteneffizient und versorgungssicher\r\nzu gestalten. Gleichzeitig muss die Leistungs- und Investitionsfähigkeit\r\nder Netzbetreiber erhalten bleiben. Diesen Zielen werden die\r\nvorliegenden Festlegungsentwürfe nicht gerecht.\r\nDie Aufgabe ist groß. Unsere zentralen Anliegen und Sorgen konnten in\r\nden letzten Wochen trotz Austausch mit der BNetzA nicht ausgeräumt\r\nwerden:\r\nBeirat der Bundesnetzagentur\r\nTeilnehmerinnen und Teilnehmer der Sondersitzung\r\nBerlin, 24. September 2025\r\nKerstin Andreae\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung\r\nMitglied des Präsidiums\r\nTelefon: +49 30 300 199-1000\r\nTelefax: +49 30 300 199-3000\r\nkerstin.andreae@bdew.de\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 2 von 3\r\n1. Der NEST-Prozess darf nicht dazu führen, Netzbetreibern regulatorisch\r\nMittel zu entziehen, die dringend für die anstehenden Aufgaben der\r\nEnergiewende benötigt werden.\r\n2. Der Betriebskosten-Faktor (OPEX-Aufschlag) muss nicht nur für Strom\r\nVNB im regulären Verfahren, sondern für alle Netzbetreiber gelten.\r\nAuch die Gasnetzbetreiber und die 600 Verteilnetzbetreiber im Vereinfachten\r\nVerfahren setzen die Energiewende durch Transformation und\r\nNetzanschlüsse vor Ort um und brauchen dafür die Mittel.\r\n3. Für den Fremdkapitalzins braucht es eine dynamische Anpassung des\r\nZinssatzes an das jeweilige Marktniveau. Der Vorschlag eines historisch\r\nfixierten 7-Jahresdurchschnitts sorgt dafür, dass Netzbetreiber\r\naufgrund höherer Finanzierungskosten am Markt für jeden Euro aufgenommenes\r\nFremdkapital die entstehenden Kostenunterdeckungen\r\nquerfinanzieren müssen.\r\n4. Der Entfall von Sicherheitsmechanismen im Effizienzvergleich der\r\nNetzbetreiber destabilisiert die Effizienzwertberechnung und macht\r\nsie weniger robust. Die gesetzlich verankerte Erreichbarkeit eines Effizienzwertes\r\nvon 100 Prozent ist nicht mehr gegeben. Es braucht einen\r\nEffizienzvergleich der gerichtsfest alle als effizient deklarierten Kosten\r\nanerkennt.\r\n5. Der Zweijahresverzug beim VPI/Xgen ist methodisch falsch und führt\r\nzu systematischen Unterdeckungen der Betriebskosten, da die Kosten\r\ndes Netzbetriebs in den nächsten Jahrzehnten des Aus- und Umbaus\r\nder Netze gesichert steigen.\r\nMit NEST wird der Regulierungsrahmen für den Betrieb, Erhalt und Ausbau\r\nder Netzinfrastruktur in Deutschland und das Gelingen der Energiewende\r\ngesetzt. Als Branche sind wir stets um maximale Transparenz bemüht.\r\nKeinesfalls darf es zu Entscheidungen kommen, wenn die Folgen\r\nnicht ausreichend geprüft wurden.\r\nWenn Sie Fragen haben, zögern Sie daher bitte nicht, mit den Kolleginnen\r\nund Kollegen beim BDEW und VKU Kontakt aufzunehmen.\r\nSeite 3 von 3\r\nIm Namen der beteiligten Verbände verbleiben wir,\r\nmit freundlichen Grüßen\r\nKerstin Andreae Andrees Gentzsch\r\nVorsitzende der Hauptgeschäftsführung Mitglied der Hauptgeschäftsführung\r\nund Mitglied des Präsidiums\r\nAnlagen\r\n› Präsentation BDEW/VKU zur Beiratssitzung am 17. September 2025\r\n› BDEW/VKU Nachtrag zur Beiratssitzung am 17. September 2025\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 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder 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 einer\r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020070","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur regulatorischen Ausgestaltung des NEST-Prozesses durch die BNetzA","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2f/5c/624014/Stellungnahme-Gutachten-SG2509300247.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Nachtrag zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur vom 17.09.2025\r\n24.09.2025\r\nIn der Beiratssitzung vom 17. September 2025 haben wir als Vertreter der Netzbetreiber in\r\nDeutschland dargestellt, wie sich die Vorschläge der BNetzA zur Änderung des Regulierungsrahmens\r\nmassiv negativ auf die Investitionsfähigkeit der Netzbetreiber auswirken. Aufgrund\r\nder Kürze der zur Verfügung stehenden Zeit (10 Minuten) konnten wir die Berechnungsgrundlage\r\nnicht näher darstellen. Dem Wunsch des Beirats, die Zahlen im Nachgang näher zu erläutern,\r\nkommen wir mit den nachfolgenden Ausführungen daher sehr gerne nach.\r\n1 Berechnung der NEST-Effekte (aus der Beiratssitzung vom 17.09.)\r\nZentrales Schaubild zur Veranschaulichung der Effekte ist die folgende Darstellung, die sich in\r\nzwei Teile gliedert: Links sind die von der BNetzA berechneten Effekte dargestellt (Tabelle 1),\r\nrechts die weitergehenden Berechnungen der Branche (Tabelle 2).\r\nZu den Werten: Der Darstellung der BNetzA folgend, werden die Veränderungen prozentual\r\nmit Bezug zur Erlösobergrenze ausgewiesen. Die Erlösobergrenze jedes einzelnen Netzbetreibers\r\nwird auf der Grundlage der geltenden Regulierungsmethodik und den tatsächlichen Kosten\r\neines Netzbetreibers zuzüglich der zugestandenen Verzinsung des eingesetzten Kapitals\r\nermittelt. Die Regulierungsbehörden prüfen und genehmigen die beantragte Erlösobergrenze.\r\nAus der genehmigten Erlösobergrenze bilden die Netzbetreiber ihre Netzentgelte.\r\nSeite 2\r\nIm Ergebnis zeigt die Veränderung der Erlösobergrenzen deshalb die Veränderungen v.a. aus Sicht der Netzkunden. Für die Netzbetreiber und die Investoren sind dagegen die Auswirkun-gen auf die Erträge aus der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung deutlich aussagekräftiger. Im Ergebnis ist die Bezugsgröße aber nicht relevant. Denn beide Bezüge führen zu dem glei-chen Ergebnis:\r\nDen Netzbetreibern werden durch die Methodenänderungen Mittel von -5 bis -7 Milliarden Euro/Regulierungsperiode entzogen. Dieses Geld steht nicht mehr für die Netzmodernisierung und die Energiewende zur Verfügung.\r\n1.1 BNetzA-Berechnung\r\nEOG (ohne KA dnb - alt)\r\nBNetzA Berechnung Mai 2025\r\nVerzinsung (EK,FK kalk GeWSt) mit Übergangsregelung\r\n0,3%\r\nStrukturelle Änderungen EK-Zinssatz - arithmetisches Mit-tel (+0,6%)\r\n1,2%\r\nVerkürzung Abbaupfad auf 3 Jahre\r\n-0,3%\r\nEffizienzwert (Bo Methoden, MW Kosten, ohne Skalie-rung)\r\n-0,8%\r\nEffizienzbonus\r\n-0,1%\r\nVPI-PF (nur CAPEX Auswirkungen)\r\n-0,7%\r\nBereinigung VPI-PF bei volatilen Kosten - Verlustenergie\r\n-0,2%\r\nBKZ Zinsbonus\r\n0,2%\r\nAbzug Umbuchung AiB\r\n-0,2%\r\nOPEX Anpassung1\r\n2,4%\r\nEOG (ohne KA dnb) nach Änderungen NEST\r\n1,7%\r\nIn Tabelle 1 sind die von der BNetzA im Mai 2025 errechneten und mit der Branche besproche-nen Auswirkungen von NEST dargestellt. Diese Zahlen sind von der Behörde transparent veröf-fentlicht und können gemeinsam mit den Kommentierungen des BDEW auf der Internetseite der BNetzA eingesehen werden (Link). Diese Zahlen konnte die Branche mithilfe eigener Rech-nungen weitgehend bestätigen. Nur die Zahl zur Auswirkung der OPEX-Anpassungen (rot her-vorgehoben) konnte nicht nachgerechnet oder bestätigt werden, da die relevanten Eckpunkte der verwendeten Methodik nicht bekannt waren und noch heute nicht sind.\r\n1.2 Berechnung weitergehender Effekte durch die Verbände\r\nTabelle 2 wurde von den Verbänden erstellt. Sie beinhaltet weitere Effekte, die von der BNetzA nicht berechnet bzw. berücksichtigt wurden. Sie basieren auf den weitergehenden Be-rechnung durch den Gutachter Polynomics (veröffentlicht auf BNetzA-Seite) zu den\r\nSeite 3\r\nAuswirkungen der Veränderungen beim Effizienzvergleich sowie auf weiteren Effekten, die nach Mai 2025 bekannt geworden sind. Auf diese neuen Effekte soll im Folgenden eingegan-gen werden.\r\nEOG (ohne KA dnb) nach Änderungen NEST\r\n1,7%\r\nFehlende Effekte\r\nEffekt Anpassung Schwellenwerte Vereinfacher im de-stabilisierten Effizienzvergleich\r\n-2,3%\r\nEntfall Korrektur Wagniszuschlag EK-Zins (0,48%)\r\n-1,0%\r\nUnterdeckung FK-Zins 5. RP\r\n-2,1%\r\nEOG VNB Strom reguläres Verfahren\r\n-3,7%\r\nKeine OPEX-Anpassung NB Strom vereinfachtes Verfah-ren / NB Gas\r\n-2,4%\r\nEOG VNB Strom vereinfachtes Verfahren\r\n-6,1%\r\nKein BKZ Zinsbonus NB Gas\r\n-0,2%\r\nEOG VNB Gas und FNB Gas\r\n-6,3%\r\n2 Einordnung der Grobabschätzung NEST der BNetzA\r\n2.1 OPEX-Anpassung\r\nMaßgeblicher Treiber für das von der BNetzA dargestellte positive Ergebnis in Tabelle 1 ist die für die 5. Regulierungsperiode geplante OPEX-Anpassung bei den Stromnetzbetreibern.\r\nDie Branche kann die angesetzten 2,4% für die OPEX-Anpassung nicht validieren, da weder die Inputdaten noch die Methodik klar ist. So kann der neue Mechanismus nur ausreichende Wirkung entfalten, wenn z.B.\r\n›\r\nauf Schwellenwerte verzichtet wird und\r\n›\r\nPlan-Werte zur Anwendung kommen.\r\nBei der Bewertung dieser Zahl ist zudem zu berücksichtigen, dass der OPEX-Aufschlag nur für die Verteilnetzbetreiber (VNB) Strom im regulären Verfahren gilt, nicht für die 600 VNB im Strom im vereinfachten Verfahren und nicht für die Gasnetzbetreiber.\r\nAls Nachtrag wurde uns zugetragen, dass die BNetzA ihre angesetzten 2,4% auf 2% reduziert hat. Da wir weder die Grundlagen der Erstberechnung kennen noch zu der Korrektur offizielle Informationen vorliegen, können wir die Zahl weiterhin nicht bestätigen.\r\nIm Gegenteil nährt die deutliche Korrektur der Zahl Zweifel, ob die Folgen der geplanten OPEX-Methodik hinreichend klar gerechnet sind und wie belastbar die seitens der Behörde für die Netzbetreiber als positiv gewertete Größe ist. Allein diese Veränderung reduziert die\r\nSeite 4\r\nErlösobergrenzen um weitere 0,4 Prozent, d.h. um rund 400 Millionen Euro in einer Regulie-rungsperiode.\r\nDie dauerhaften strukturellen Verschlechterungen sind dagegen belastbar. Aufgrund der nur einmaligen (nur 5. Regulierungsperiode) und der selektiven Wirkung (nur Strom -Verteilnetz-betreiber im regulären Verfahren) sowie der fehlenden Belastbarkeit der Wirkung, darf der Ef-fekt nicht in die Gesamtbetrachtung einbezogen werden. Ohne diesen Effekt, wäre das Ergeb-nis schon nach eigener Berechnung der BNetzA für alle Netzbetreiber negativ.\r\n3 Berechnung bisher fehlender struktureller Effekte\r\nAus Sicht der Branche ist die Bewertung der BNetzA aus dem Mai 2025 nicht vollständig. Einige Aspekte wurden nicht bzw. nur unvollständig berücksichtigt. Somit hat keine vollständige Be-trachtung der strukturellen NEST-Effekte stattgefunden und ist auch nicht vom wissenschaftli-chen Beirat der BNetzA (WAR) vorgenommen worden.\r\nUm die Auswirkungen der Vorschläge auf die Netzbetreiber vollständig zu erfassen, hat der BDEW seine Grobabschätzung aus dem Mai 2025 anhand von Unternehmensdaten weiterent-wickelt und um die bisher nicht berücksichtigten Effekte ergänzt. Diese Weiterentwicklung der Gesamtrechnung ist in Tabelle 2 dargestellt und folgt der der BNetzA am 07. Mai vorgestellten Vorgehensweise (Link).\r\n3.1 Wirkung weiterer Netzbetreiber im destabilisierten Effizienzvergleich (-2,3 Prozent EOG)\r\nDer Effekt von -2,3 % auf die EOG ergibt sich aus der geplanten zusätzlichen Teilnahme von 29 Stromverteilnetzbetreibern im regulären Verfahren des Effizienzvergleichs. Der Grund hierfür liegt in der angestrebten Änderung des Zulassungskriteriums für das Vereinfachte Verfahren. Der Effekt wirkt zusätzlich zu den bereits in der Tabelle der BNetzA (Tabelle 1) berücksichtig-ten Erlösrückgängen von -1,2% im Effizienzvergleich (-0,3% Abbaupfadverkürzung zzgl. -0,8% Entfall von Sicherheitsmechanismen für die Effizienzwertberechnung und -0,1% Entfall des Effi-zienzbonus).\r\nIm Rahmen eines Expertenaustausches zum Effizienzvergleich mit der BNetzA am 14. Juli 2025 stellte der Gutachter Polynomics diese Negativeffekte ausführlich vor. Die Analysen sind auf der Homepage der BNetzA öffentlich zugänglich (Link).\r\nDiese zusätzlichen negativen Effekte wurden robust berechnet. Wir haben auf Basis der Daten der 4. Regulierungsperiode die Teilnahme von 29 neuen Netzbetreibern am regulären Effizi-enz-Benchmarking Verfahren simuliert mit öffentlich zugänglichen Parametern und fundierten gutachterlichen Schätzungen. Sämtliche Werte haben wir der BNetzA zur Verfügung gestellt.\r\nSeite 5\r\nWie kommt es zu der massiven Verschlechterung der Durchschnittseffizienz? Aufgrund der geringeren Effizienz weniger zum Effizienzvergleich neu hinzukommenden Netzbetreiber, ergibt sich in der SFA (Stochastic Frontier Analysis/Stochastische Effizienz-grenzenanalyse1) ein Negativeffekt („Sogwirkung“), welcher zu einer Verschlechterung der Effizienzwerte für alle übrigen Netzbetreiber führt. Dieser Effekt ist rein methodisch be-dingt. 188 VNB erhalten in der SFA niedrigere Effizienzwerte im Vergleich zum Status Quo im derzeitigen Regulierungsrahmen. Die unteren 20% der VNB verlieren im Schnitt 7,3%-Punkte und einige sogar bis zu 12%-Punkte ihrer rechnerischen Effizienz. Die massive Effizienzwert-verschlechterung ist dabei nicht etwa auf tatsächliche Kostensteigerungen bzw. Ineffizien-zen zurückzuführen, sondern ausschließlich auf die geplanten methodischen Änderungen der BNetzA. Dieser Effekt wurde seitens der BNetzA nicht berücksichtigt. Zudem können die Effekte zukünftig noch größer ausfallen: Der Anreiz, ins Regelverfahren zu wechseln, steigt mit NEST, da es im Vereinfachten Verfahren kein OPEX-Element geben soll. Durch die fehlende OPEX-Anpassung im vereinfachten Verfahren könnten, unabhängig vom Schwellenwert, noch weitere Teilnehmer in das reguläre Verfahren wechseln und den Effizienzvergleich zum Nachteil aller beeinflussen. Mit der Hinzunahme weiterer Kostenposi-tionen in den Effizienzvergleich (z.B. mit dem Redispatch, Personalzusatzkosten) entstehen weitere (potenziell negativ wirkende) Unsicherheiten für Netzbetreiber im Effizienzver-gleich. Dieser Effekt wurde bislang nicht einberechnet. Kann die BNetzA diesen Effekt bestätigen? Die BNetzA vertrat in der Beiratssitzung die Meinung, dass dieser Effekt durch ein neu zu de-finierendes Benchmarking-Modell gelöst würde. Diese Aussage kann von uns nicht bestätigt werden, da die BNetzA bisher keine Berechnungen oder Analysen zum Einfluss von neuen Teilnehmern aus dem vereinfachten Verfahren veröffentlicht hat. Der von der Branche nachgewiesene negative SFA-Effekt („Sogwirkung“) und damit das sig-nifikante Absinken der Effizienzwerte wird nicht durch eine simple Anpassung der Modellpa-rameter zu beheben sein. Die Ergebnisse von Polynomics haben gezeigt, dass der negative Einfluss nicht auf die Größe oder Anzahl der neuen Teilnehmer zurückzuführen ist, sondern\r\n1 Die Stochastic Frontier Analysis (SFA) ist ein statistisches Verfahren, das in der Anreizregulierung eingesetzt wird, um die Effizienz von Netzbetreibern zu vergleichen. Dabei wird eine theoretische Effizienzgrenze geschätzt. Abweichungen von dieser Grenze werden in einen ineffizienzbedingten Anteil und zufällige externe Einflüsse zer-legt. Auf dieser Basis lassen sich die individuellen Effizienzwerte der Netzbetreiber bestimmen, die wiederum in die Festlegung der Erlösobergrenzen eingehen.\r\nSeite 6\r\nauf die Kostenstrukturen einiger (nicht aller!) neuen Teilnehmer. Diese Ineffizienz ist von der Parameterwahl unabhängig. Auch wenn in Einzelfällen eine Parameteränderung eine Ver-besserung des Effizienzwertes zur Folge haben kann, ist stark anzuzweifeln, dass der Effekt „wegparametriert“ werden kann.\r\nSind Effizienzwerte von 100% weiterhin erreichbar? BDEW/ VKU: Durch den Entfall der SFA-Skalierung wären in dieser Methode Effizienzwerte von 100% nicht mehr erreichbar. Das lässt sich eindeutig sagen. Auch Netzbetreiber mit stark unterschiedlichen Kostenbasen TOTEX und sTOTEX könnten in der Methode DEA künf-tig nur noch schwer einen Effizienzwert von 100% erreichen, da nunmehr der Mittelwert aus beiden Kostenbasen herangezogen werden soll. Wir halten dies für gesetzeswidrig, da jeder Netzbetreiber eine 100% Effizienz erreichen können muss.\r\nLösungsvorschlag:\r\nDie Wirkungen der verschiedenen Eingriffe in die Methodik der Effizienzwertermittlung sind massiv und bewirken eine erhebliche Verunsicherung der Netzbetreiber. Selbst die effizientes-ten Netzbetreiber müssen mit Nachteilen rechnen, die Wirkweise der neuen Methodik ist höchst unsicher. Es sollte ein Weg gefunden werden, um ein robustes Effizienzvergleichsver-fahren sicherzustellen. Wir schlagen vor, dass es zunächst bei der derzeitigen Systematik bleibt und BNetzA und Branche im Jahr 2026 gemeinsam an der Entwicklung einer metho-disch robusten Gesamtsystematik für die zukünftige Ausgestaltung des Effizienzvergleichs-verfahrens arbeiten. Der derzeitige Vorschlag zur Weiterentwicklung ist nicht adäquat und wird den zukünftigen Anforderungen nicht gerecht.\r\n3.2 Wegfall der Korrektur des Wagniszuschlags aus der 4. Regulierungsperiode (-1,0% EOG)\r\nIn der Festlegung des EK-Zins 2021 wurde nach dem Konsultationsverfahren für die 4. Regulie-rungsperiode der Wagniszuschlag um 0,48% erhöht. Diese Korrektur ist in den Vorschlägen der BNetzA nicht enthalten und wirkt damit für die Berechnung des Gesamteffekts negativ. Die Nichtgewährung neutralisiert weitgehend die von der BNetzA durch die Umstellung auf das arithmetische Mittel erwarteten Positiveffekte. Der Effekt wird auf -1 % der EOG geschätzt. Bezieht man die Positiveffekte der von der BNetzA gerechneten Umstellung auf das arithmeti-sche Mittel mit ein, verbleiben statt der 1,2 Prozent nur noch 0,2 Prozent Verbesserung bei der EK-Zins Veränderung.\r\nSeite 7\r\nWie hoch sollte die Eigenkapital-Verzinsung für die Netzbetreiber sein und wo stehen wir im internationalen Vergleich? Am Ende muss die regulatorische EK-Verzinsung sich daran bemessen, ob sie international wettbewerbsfähig ist. Der europäische Rechnungshof hat bereits jetzt darauf hingewiesen, dass Deutschland hier im europäischen Vergleich Schlusslicht ist (vgl. NERA-Darstellungen aus BNetzA Expertenaustausch vom 9. Mai 2025, Link).\r\nKann die BNetzA den Effekt aus der Korrektur des Wagniszuschlages bestätigen? Die BNetzA hat im Beiratstermin bestätigt, dass die BNetzA nicht beabsichtigt, die Korrektur des Wagniszuschlages methodisch-strukturell erneut zu gewähren. Damit bestätigt die Be-hörde, dass dieser Negativeffekt (entgegen ihrer eigenen Darstellung) in die Gesamtbetrach-tung einzubeziehen ist.\r\n3.3 Systematische Unterdeckung beim FK-Zins durch die Umstellung bei der Ermittlung des FK-Zinssatzes (-2,1% EOG)\r\nFür die Branche kam der Vorschlag der Behörde, dass der kalkulatorische Fremdkapitalzins (FK-Zins) für Bestandsinvestitionen mithilfe eines historisch fixierten 7-Jahresdurchschnitts ohne Dynamisierung während der Regulierungsperiode berechnet werden soll, völlig überraschend.\r\nSeite 8\r\nIn keinem der vielen Fachdialoge zu dem Themenkomplex wurde diese Option mit der Branche erörtert. Die Regulierungsbehörde berechnet den Zinssatz jetzt als 7-Jahresdurchschnitt statt - wie bislang im NEST-Prozess kommuniziert - über 5 Jahre. Durch diese Vorgehensweise wer-den die Niedrigzins-Jahre 2020 und 2021 (unter 0,7 %) einbezogen und fallen stark ins Ge-wicht. Warum ergibt sich eine Verschlechterung um 2,1 % bezogen auf die EOG? Die von der Branche berechneten 2,1 % Erlösrückgänge bezogen auf die Erlösobergrenzen ergeben sich konkret aus dem Unterschied zwischen dem 5- und dem 7-Jahresdurchschnitt der Zinsreihe „10y EUR Utilities BBB“. Der aktuelle Wert von 3,7% wurde hierfür bis ins Jahr 2026 fortgeschrieben. Beim 7-Jahresdurchschnitt gehen damit zwei Jahre mit außergewöhn-lich niedrigen Zinssätzen (2020: 0,67%, 2021: 0,56%) in die Berechnung ein. Die geschätzte Verschlechterung i.H.v. -2,1 % errechnet sich auf Basis einer geschätzten Regulated Asset Base der VNB Strom im Jahr 2026 von ca. 65 Mrd. EUR und dem pauschalen FK-Anteil im WACC i.H.v. 60 %. Wird der Fremdkapitalzins in 2027 - wie von der BNetzA vorgeschlagen - auf Basis eines 7-Jahresdurchschnitts festgelegt, ergibt sich, bedingt durch die übermäßig starke Gewichtung der Niedrigzinsjahre (hier 2/7, das entspricht rund 30%), ein regulatorisch zugestandener FK-Zins von etwa 2,7 %. Dieser liegt klar unter den tatsächlichen Finanzierungskosten am Markt und würde zu einer strukturellen Unterdeckung von mindestens 1 % führen – die Unter-nehmen müssten diese Lücke aus der zugestandenen Eigenkapitalverzinsung ausgleichen. Im Ergebnis würde sich eine Verschlechterung von rund 2 Mrd. € für die Branche über die 5. RP ergeben. Eine Festlegung in 2026 würde die Finanzierungslücke sogar noch deutlich vergrößern, da der FK-Zins dann nur bei rd. 2,3% liegen würde.\r\nNachfolgendes Bild verdeutlicht die Ermittlung der Zinssätze:\r\nSeite 9\r\nLösungsvorschlag:\r\nBNetzA und die Netzbetreiber haben sich im Rahmen des NEST-Prozess bei der Einführung des pauschalierten Verzinsungskonzeptes (WACC) darauf verständigt, die Fremdkapitalkosten wäh-rend der Regulierungsperiode bestmöglich gemäß ihrer Entwicklung an den Finanzmärkten ab-zubilden. Bereits im bisherigen Regulierungssystem wurden die effizienten FK-Kosten über die Kostenprüfung immer in voller Höhe anerkannt. Die im Rahmen der Kostenprüfung genehmig-ten Zinssätze spiegelten damit immer einen Mischzinssatz im Finanzierungsportfolio der Netz-betreiber wider, so dass eine Kostendeckung erreichbar war. Wichtig ist zu wissen, dass Netz-betreiber die Finanzierung von Bestandsanlagen rollierend immer wieder neu vereinbaren. Im Jahr der Refinanzierung gilt deshalb der jeweils aktuell zu erzielende Marktzinssatz. Um sicher-zustellen, dass die regulatorische Kostenanerkennung der Entwicklung möglichst gerecht wird, müssen die Fremdkapitalkosten während der Regulierungsperiode dynamisiert werden, so dass in einem rollierenden Durchschnitt die tatsächliche Entwicklung der Fremdkapitalkosten Jahr für Jahr abgebildet wird. Ein solcher Anpassungsmechanismus ist für Regulierungsbehör-den und Netzbetreiber einfach umsetzbar und eine faire Lösung für die Netznutzer, da die Fremdkapitalkosten gemäß ihrer Marktentwicklung eingepreist und auch entsprechende Zins-senkungen unmittelbar an die Kunden weitergegeben werden. Ausgangsbasis für die im An-schluss erfolgende Dynamisierung sollte bei der Systemumstellung in der 5. Regulierungsperi-ode - wie zuvor bereits erläutert - die Ermittlung der Fremdkapitalkosten über einen 5-jähri-gen-Durchschnittszeitraum bilden.\r\n3.4 Strom-Verteilernetzbetreiber im Vereinfachen Verfahren\r\nVNB Strom im Vereinfachten Verfahren sollen nach den Vorschlägen der BNetzA – ebenso wie die Gasnetzbetreiber – nicht den einmaligen OPEX-Aufschlag nutzen können. Für die 5. Regu-lierungsperiode belaufen sich die Negativeffekte für diese Netzbetreibergruppe auf -6,1% (be-zogen auf die EOG). Die Argumentation der BNetzA, Unternehmen im Vereinfachten Verfahren seien nicht im Effizienzvergleich und der OPEX-Faktor sei daher auszusetzen, erscheint unver-hältnismäßig. Vereinfachungen können zu einem sachgerechteren Ergebnis als keine Berück-sichtigung. Wie lässt sich der OPEX-Aufschlag für Netzbetreiber aus dem Vereinfachten Verfahren ein-fach umsetzen? Ein OPEX-Aufschlag für Netzbetreiber aus dem Vereinfachten Verfahren ist einfach umzuset-zen. So könnte die Abgabe relevanter Daten einerseits freiwillig sein. Andererseits sind für den OPEX-Aufschlag nur 6 Strukturparameter extra bereitzustellen. Diese sollten für die meisten Unternehmen ohne Probleme bereitgestellt werden können, zumal sie bereits im\r\nSeite 10\r\nMarktstammdatenregister (MaStR) oder im Rahmen von Monitoringberichten ermittelt und bereitgestellt (z.B. Jahreshöchstlast) werden.\r\n3.5 Gas-Verteilnetzbetreiber und Fernleitungsnetzbetreiber (FNB)\r\nGas-Netzbetreiber (VNB und FNB) sollen wie oben beschrieben nicht von dem einmaligen OPEX-Aufschlag profitieren. Zudem soll es keinen Bonus für Baukostenzuschüsse (BKZ) für diese Netzbetreibergruppe geben. Für die 5. Regulierungsperiode belaufen sich die Negativef-fekte insgesamt auf -6,3% (bezogen auf die EOG). Es ist regulatorisch unproblematisch, die Re-gelungen für Strom VNB zum OPEX-Aufschlag in gleicher Weise auch für Gasnetzbetreiber fest-zulegen.\r\n4 Sonstige Punkte\r\n4.1 Streichungen aus dem Katalog der dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten (KAnEu, ehe-mals dnbK) Welche Auswirkungen kann der Wegfall der Aus- und Weiterbildungskosten aus dem Kata-log der dnbK haben? Die Attraktivität für Ausbildung sinkt. Teilweise bilden Netzbetreiber über Bedarf aus. Dies wird man aufgrund der Anreizsetzung im Effizienzvergleich hinterfragen und sich auf das notwendigste fokussieren müssen.\r\nWelche Auswirkungen kann der Wegfall der Redispatchkosten aus dem Katalog der dnbK haben? Hierzu steht eine Prüfung durch die BNetzA weiterhin aus. Aufgrund der Komplexität und der vielfältigen Abwägungsfrage hat sich der BDEW bereits frühzeitig im NEST-Konsultations-prozesses dafür ausgesprochenen, dass seitens der BNetzA geprüft und mit der Branche dis-kutieren werden sollte, ob bzw. wie die Kosten aus Redispatch in den Effizienzbenchmark einbezogen werden dürfen. Zudem muss geprüft werden, inwieweit der Einbezug oder Nichteinbezug von Redispatchkosten zu Verzerrungen im Benchmark führen. Die notwen-dige Diskussion und der Austausch hierzu haben jedoch bei und mit der BNetzA nicht statt-gefunden.\r\nSeite 11\r\n5 Zusammenfassung\r\nDie Vorschläge der BNetzA führen aus Sicht der Branche zu erheblichen Risiken für Investitio-nen und Versorgungssicherheit. Die von der Behörde vorgelegten Berechnungen greifen zu kurz und bilden die tatsächlichen Folgen nicht ab. So werden die massiven Verwerfungen im Effizienzvergleich, der Wegfall der Korrektur des Wagniszuschlags, die systematische Unterde-ckung beim Fremdkapitalzins sowie der Ausschluss weiter Teile der Netzbetreiber vom OPEX-Aufschlag und vom BKZ-Bonus nicht berücksichtigt. Hinzu kommen Streichungen bei dauerhaft nicht beeinflussbaren Kosten.\r\nZusammengenommen entziehen diese Maßnahmen den Netzbetreibern -5 bis -7 Mrd. € je Regulierungsperiode. Mittel, die für Investitionen in die Netze und die Energiewende dringend benötigt werden. Die BNetzA muss sicherstellen, dass die geplanten Veränderungen im Regu-lierungsrahmen in der Gesamtschau zumindest neutral gestellt werden. Andernfalls drohen gravierende Folgen für Netzbetreiber, Investoren und die Energiewende insgesamt."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020070","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur regulatorischen Ausgestaltung des NEST-Prozesses durch die BNetzA","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/51/e3/640705/Stellungnahme-Gutachten-SG2510010001.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":"© BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nInvestitions-und Leistungsfähigkeit der Netzbetreiber erhalten\r\nImpuls zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur\r\n17.09.2025\r\nFolie\r\nNEST führt für alle Netzbetreiber zu Verschlechterungen\r\n(in % zur EOG der 4. Regulierungsperiode)\r\n• Strom VNB im regulären Verfahren: -3,7% (bei Ansatz eines OPEX-Faktors von 2,4%)\r\n• Strom VNB im vereinfachten Verfahren: -6,1%\r\n• Gas VNB und FNB: rd. -6,3%\r\n17.09.2025 2 Impuls zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur\r\nIn monetären Werten, für die 5. Regulierungsperiode hochgerechnet:\r\n• Strom rd. -3,5 Milliarden EUR mit OPEX Faktor (5,5 Milliarden EUR ohne)\r\n• Gas rd. -1,5 Milliarden EUR\r\nFolie\r\nBerechnung der NEST-Effekte\r\nEOG (ohne KA dnb - alt)\r\nBNetzA Berechnung Mai 2025\r\nVerzinsung (EK, FK kalk GeWSt) mit Übergangsregelung 0,3%\r\nStrukturelle Änderungen EK-Zinssatz - arithmetisches\r\nMittel (+0,6%) 1,2%\r\nVerkürzung Abbaupfad auf 3 Jahre -0,3%\r\nEffizienzwert (Bo Methoden, MW Kosten, ohne\r\nSkalierung) -0,8%\r\nEffizienzbonus -0,1%\r\nVPI-PF (nur CAPEX Auswirkungen) -0,7%\r\nBereinigung VPI-PF bei volatilen Kosten -\r\nVerlustenergie -0,2%\r\nBKZ Zinsbonus 0,2%\r\nAbzug Umbuchung AiB -0,2%\r\nOPEX Anpassung1 2,4%\r\nEOG (ohne KA dnb) nach Änderungen NEST 1,7%\r\nEOG (ohne KA dnb) nach Änderungen NEST 1,7%\r\nFehlende Effekte\r\nEffekt Anpassung Schwellenwerte Vereinfacher im\r\ndestabilisierten Effizienzvergleich -2,3%\r\nEntfall Korrektur Wagniszuschlag EK-Zins (0,48%) -1,0%\r\nUnterdeckung FK-Zins 5. RP -2,1%\r\nEOG VNB Strom reguläres Verfahren -3,7%\r\nKeine OPEX-Anpassung Vereinfacher / NB Gas -2,4%\r\nEOG VNB Strom vereinfachtes Verfahren -6,1%\r\nKein BKZ Zinsbonus NB Gas -0,2%\r\nEOG VNB und FNB Gas -6,3%\r\n17.09.2025 3 Impuls zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur\r\n1 Nicht berechenbar! Weder Inputdaten noch Methodik (z.B. Schwellenwerte, Ist/Plankosten) transparent dargelegt; BNetzA setzt konstantes\r\nWachstum der Versorgungsaufgabe voraus.\r\nFolie\r\nHandlungsbedarfe\r\n17.09.2025 4 Impuls zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur\r\nVollständige sachgerechte NEST-Folgenabschätzung\r\nfür alle Netzbetreiber notwendig.\r\nNeutrale wissenschaftliche Bewertung erforderlich.\r\nSachlich bleiben: Relevante Bezugsgröße für Investoren und Netzbetreiber ist die\r\nkalkulatorische Eigen- und Fremdkapitalverzinsung (WACC) – nicht die HGB-Rendite.\r\nOffensichtliche Fehlstellungen (z.B. FK) müssen dringend korrigiert werden.\r\nFolie\r\nWie NEST funktionieren kann\r\nNEST-Punkte, die funktionieren können … wenn sie richtig umgesetzt werden.\r\n17.09.2025 5 Impuls zur Sitzung des Beirates der Bundesnetzagentur\r\nUmstellung auf einen international\r\nvergleichbaren WACC-Ansatz\r\nBeschränkung des VPI/Xgen auf\r\nBetriebskosten\r\nEinführung eines OPEX-Faktors zur Abbildung\r\nder wachsenden Versorgungsaufgabe\r\nWettbewerbsfähiger EK-Zins und\r\ndynamisierter FK-Zinssatz auch für Bestand\r\nInflationierung ohne Zeitverzug und ein\r\nunverzerrter Xgen auf OPEX\r\nDauerhaft, ohne Zeitverzug und für alle\r\nNetzbetreiber\r\nUnd die Destabilisierung des Effizienzvergleichs ist völlig unverhältnismäßig und muss entfallen!\r\nT +49 30 300199-\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32 · 10117 Berlin\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32 · 10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nFolie\r\nVielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!\r\nT +49 30 300199-\r\n17.09.2025 Impuls zur Sitzung des Beirates 6 der Bundesnetzagentur\r\nAndrees Gentzsch\r\nMitglied der Hauptgeschäftsführung\r\nBundesverband für Energie und Wasserwirtschaft - BDEW\r\nandrees.gentzsch@bdew.de\r\nTorsten Maus\r\nVorsitzender des Lenkungskreis Energienetze im BDEW\r\nMitglied im VKU Ausschuss Netzwirtschaft\r\ntorsten.maus@ewe-netz.de\r\nDr. Kai Roger Lobo\r\nStv. Hauptgeschäftsführer\r\nLeiter der Abt. Energiewirtschaft\r\nVerband Kommunaler Unternehmen e.V. – VKU\r\nlobo@vku.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020711","regulatoryProjectTitle":"Beibehaltung der Ancillary Activity Exemption in der EU-Finanzmarktregulierung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6e/d8/640707/Stellungnahme-Gutachten-SG2510010002.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"1\r\nStrengthening EU energy derivatives markets through regulatory stability, not overreach\r\nJuly 2025\r\nExecutive summary\r\nThe EU Action Plan for Affordable Energy rightly recognises the importance of keeping energy affordable, while ensuring security of supply and accelerating the energy transition. Efficient and well-functioning energy markets are essential to this goal. Only if markets operate efficiently they can send clear price signals that attract new entrants, stimulate innovation and drive down costs over time. Derivative markets, in particular, allow energy companies and consumers to hedge risks and undertake the long-term investments the EU urgently requires.\r\nFollowing the energy crisis, evaluations by ACER1, ESMA2 and the ECB3 confirmed that European energy derivatives markets delivered on their purpose and contained adequate safeguards. They provided transparency on prices, allowed participants to manage risk, and helped firms stay in business during the highest price peaks. Nevertheless, policy discussions have floated the possibility of narrowing the exemption that allows energy companies to act in the market without being subject to banking-type regulation (the Ancillary Activity Exemption), imposing stricter position limits, and reintroducing price limits without evidence that such interventions are needed. Such measures will not lower energy prices. Instead, they would significantly raise costs that are ultimately passed on to the consumer, deter market participation and essentially undermine the very tools that helped Europe weather the energy crisis.\r\nWe therefore call on the relevant European institutions to maintain the current scope of the Ancillary Activity Exemption, and to focus on enhancing data sharing and cooperation between regulatory authorities. This would help authorities gain a broader and more integral view of the market, benefitting both market surveillance and future policy-making.\r\nKey recommendations for the commodity derivatives markets review:\r\n1.\r\nAllow energy companies to act in the market without being subject to banking-type regulation by maintaining the current scope of the Ancillary Activity Exemption\r\n2.\r\nEnhance data sharing between regulatory authorities post-collection;\r\n3.\r\nMaintain the current position limits regime;\r\n4.\r\nMaintain the decision to eliminate price limits.\r\n1.\r\nMaintain the current scope of the Ancillary Activity Exemption (AAE)\r\nThe Ancillary Activity Exemption (AAE) enables energy companies, large industrial consumers, and commodity traders to engage in trading activities, such as risk transformation, portfolio optimisation, and gaining market insights. It allows them to operate without being classified as investment firms provided these activities are ancillary to their main commercial business. The main commercial business of energy companies is to supply energy and ensure security of\r\n1 European gas market trends and price drivers - 2023 Market Monitoring Report, (October 2023), ACER, link\r\n2 The August 2022 surge in the price of natural gas futures - ESMA TRV Risk Analysis, (October 2023), ESMA, link\r\n3 Financial stability risks from energy derivatives markets - published as part of the Financial Stability Review, (November 2022), European Central Bank, link\r\n2\r\nsupply for their clients. To achieve this, energy companies rely on energy markets to manage risks stemming from the physical supply of energy, and they provide hedging solutions to other firms across the energy commodity value chain. The current regulatory framework already ensures transparency, integrity and stability in energy market. Misclassifying energy firms as investment firms would neither address the real causes of the energy crisis nor reduce energy prices, but would have several damaging consequences:\r\nHigher costs for the Green Transition: Frontier Economics found that the impact of investment firm status would cause substantial costs for energy companies, (between €1.15 and €8.55 billion in regulatory capital required for firms participating to the study)4. This would cause a massive misallocation of funds which would need to be held as regulatory capital, instead of being invested for safe and sustainable energy supply. Costs of generating renewable electricity would increase by up to 8%, making the EU’s ambitious decarbonisation goals harder and more expensive to achieve. The risk of unwarranted capital stress would be further aggravated by cascading effects through EMIR, under which energy companies may then become subject to burdensome collateralization constraints.\r\nRegulatory complexity without benefits: The Investment Firms Regulation (IFR), from which the above regulatory capital requirements stem, was designed to address systemic risks posed by financial institutions that manage client savings and funds. It has no purpose for energy companies, which trade on their own account, using their own capital and do not put client deposits at risk. Energy companies are therefore fundamentally different from pure financial market firms. Likewise, it appears that a regulatory framework applicable to investment firms tailored to the protection of depositor funds does not fit the realities faced by energy companies.\r\nCostly restructuring: Although energy companies are not banks, a MiFID II investment firm status would force them to meet similar requirements (licensing, operational and organisational requirements, compliance systems, reporting, IT changes) which would mean major organisational overhauls and high ongoing costs just to continue normal operations. This contradicts the EU Commission’s simplification agenda.\r\nWeaker energy markets and higher prices: To avoid these capital and other regulatory requirements, many firms are expected to cut back or exit derivatives trading activities. This would reduce market liquidity, making it harder for companies to hedge price risks and weakening overall market stability. This will also directly impact energy consumers, as there will be more volatility and higher prices as a consequence.\r\nUndermining Europe’s competitiveness: No other jurisdiction, such as the US, UK or Singapore, requires energy companies to hold an investment firm licence or meet banking-style capital requirements. To avoid regulatory arbitrage and maintain a level playing field, the EU must remain aligned to international standards. The AAE is essential to safeguard the competitiveness of EU energy markets.\r\nIn short, removing or narrowing the AAE, by removing or narrowing any of its three tests, would divert significant resources from clean energy investments towards regulatory compliance, negatively impacting the EU energy transition objectives, making energy more expensive,\r\n4 Principles of energy market regulation – Securing efficient & resilient energy trading, report conducted by Frontier Economics and Luther, link\r\n3\r\nincreasing pressure on the EU’s competitiveness and reducing the system’s resilience in future crises.\r\n2. Enhancing data sharing between regulatory authorities\r\nTo strengthen market oversight and deepen market understanding, policymakers should prioritise ensuring that regulatory authorities have broader visibility over the market. Although energy companies report extensive data, no single supervisory authority currently appears to have a complete view of the market. According to a study by Frontier Economics and Luther Law5, the core issue does not lie in lack of reported data but in the challenge of ensuring proper data-sharing between authorities.\r\nIn this context, we recommend enhancing cooperation and data sharing between regulators. By integrating existing reports and other relevant data feeds into a shared platform or interoperable data-sharing framework, authorities could obtain a more comprehensive market view without increasing the reporting burden on market participants. Such an approach will, for example, give energy and financial regulatory authorities full access to EMIR and REMIT data and alleviate concerns that the current delineation between financial and non-financial products (the”C6-carve-out” or “REMIT carve-out”) is not appropriate. Importantly, regulatory authorities could leverage technical solutions already used by energy companies to consolidate data for trade surveillance.\r\n3. Maintain the current position limits regime\r\nThe current position limit regime works well, as it enables liquid and properly functioning markets, while preventing market abuse (see Frontier Report, section 3.3.1). Only four years ago, the EU position limits regime was reviewed to make it a more flexible and effective tool for addressing concentration risks without hampering the growth of new and nascent markets. While the largest EU energy contracts remain subject to position limits, trading venues also apply position management controls to all physically settled contracts. There is no evidence that a further review is warranted. Introducing stricter limits would reduce the liquidity of the markets and consequently prevent market participants from managing their own risk or offering risk management services to their clients, which is already strictly regulated under market abuse regulation (MAR and REMIT).\r\n4. Maintain decision to eliminate price limits\r\nRestrictions to the free formation of prices have a negative impact on market confidence and investment decisions. They therefore risk undermining the EU’s strategy to massively build out clean energy generation assets. Arbitrary price interventions should therefore be strictly avoided.\r\nThe ECB warned that the Market Correction Mechanism (MCM) “may, in some circumstances, jeopardise financial stability in the euro area”.6 This is an important and accurate statement. Price caps such as the MCM, but also static circuit breakers, which prevent market participants from trading at prices that reflect market fundamentals, undermine companies' ability to manage risk effectively. As a result, they may choose to trade outside the EU, and ultimately beyond the EU’s regulatory oversight. Effectively lowering prices requires measures that increase the supply and lower demand of a given product.\r\n5 Principles Of Energy Market Regulation – Securing Efficient & Resilient Energy Trading, (April 2024), Frontier Economics and Luther Law Firm, link\r\n6 Opinion on a proposal for a Council regulation establishing a market correction mechanism to protect citizens and the economy against excessively high prices (CON/2022/44), (December 2022), European Central Bank, link\r\n4\r\nAbout BDEW\r\nThe German Association of Energy and Water Industries (BDEW), Berlin, represents over 1,900 companies. The range of mem-bers stretches from local and communal through regional and up to national and international businesses. It represents around 90 percent of the electricity production, over 60 percent of local and district heating supply, 90 percent of natural gas, over 90 percent of energy grid as well as 80 percent of drinking water extraction as well as around a third of wastewater disposal in Germany.\r\nFor more information: www.bdew.de\r\nAbout Energy Traders Europe\r\nEnergy Traders Europe is the voice of Europe’s energy traders. We represent 170 member companies from across the continent, working to promote the role of energy traders in the European energy market.\r\nFor more information: www.energytraderseurope.org\r\nAbout Eurelectric Eurelectric is the federation of the European electricity industry. We represent more than 3,500 European utilities active in electricity generation, distribution and supply.\r\nFor more information: www.eurelectric.org\r\nAbout Eurogas\r\nEurogas is an association of over one hundred members representing gaseous energy in Europe. We lead the sector’s transition to climate neutrality through dialogue with stakeholders and policymakers, so that gas can be effectively used for the decarbonisation of Europe’s energy sector. We are active throughout the gas sector value chain, including renewable and low-carbon gases, their derivatives and carbon capture utilisation and storage. Our members cover wholesale and retail gas markets, the distribution of gaseous energies and the use of gas in transport. We also represent technology providers including companies active on value chain methane emissions management.\r\nFor more information: www.eurogas.org\r\nAbout IOGP Europe\r\nIOGP Europe is the European and advocacy arm of the International Association of Oil & Gas Producers (IOGP), the leading voice of the global oil and gas industry, pioneering excellence in safe, efficient and sustainable energy. We represent around 30 energy companies, accounting for 70% of EU oil & gas production. We support policymakers in crafting impactful and inclusive policies that drive prosperity for Europe's businesses and citizens.\r\nFor more information: www.iogpeurope.org"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-31"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020712","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur Ausgestaltung der Importinfrastruktur für Wasserstoff und Derivate","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/8d/fc/640709/Stellungnahme-Gutachten-SG2511170012.pdf","pdfPageCount":11,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 21. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nLNG-Terminals im Wandel: Bau-steine einer Importinfrastruktur für Wasserstoff und seine Derivate\r\nMaßnahmen bis 2030\r\nVersionsnummer: 1.5\r\nSeite 2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Einleitung und Zielsetzung ................................................................................. 3\r\n2 Ausgangslage und Handlungsbedarf ................................................................... 3\r\n3 Anforderungen der Mitgliedsunternehmen ........................................................ 5\r\n4 Hochlauf der Wasserstoffimporte: Voraussetzungen und Erfolgsfaktoren ........... 7\r\n5 Politische und regulatorische Empfehlungen ...................................................... 9\r\n6 Fazit: Transformationspfade gemeinsam gestalten ............................................ 10\r\nSeite 3 von 11\r\n1 Einleitung und Zielsetzung\r\nLNG-Terminals sichern kurzfristig die Versorgung mit Erdgas und bilden zugleich den infra-strukturellen Grundstein für die künftige Einfuhr klimaneutraler Energieträger. Trotz beste-hender Unsicherheiten ist mit Blick in die Zukunft klar, dass die Terminals perspektivisch so weiterentwickelt werden müssen, dass sie in der Lage sind, effizient Wasserstoff und dessen Derivate wie Ammoniak, Methanol oder synthetisches Methan aufzunehmen, umzuschlagen und weiterzuleiten. Neben der Wasserstoff- und Derivateinfrastruktur ist auch der frühzeitige Vorhalt von Kapazitäten für CO₂-Handling – insbesondere im Kontext von CCS (Carbon Capture and Storage) – notwendig, um eine integrierte, zukunftsfähige Importstruktur zu schaffen. Nur so kann Deutschland auch langfristig eine sichere, klimaneutrale und möglichst kosteneffizi-ente Energieversorgung gewährleisten. Auch nach 2044 müssen Importe von Bio-LNG oder synthetischem LNG möglich bleiben, wenn sich diese etabliert haben. Ebenso könnte der Wei-terbetrieb der LNG-Terminals auch eine zentrale Rolle spielen, wenn in Deutschland Erdgas für die Produktion von blauem oder türkisem Wasserstoff genutzt wird.\r\nGleichzeitig steht Deutschland heute mit einer noch jungen LNG-Infrastruktur an einem strate-gischen Wendepunkt. Die Frage ist nicht, ob, sondern wie diese Infrastruktur für den Import klimaneutraler Moleküle transformiert werden kann. Dieses Diskussionspapier des BDEW skiz-ziert die wichtigsten Anforderungen, Erfolgsfaktoren und politische Rahmenbedingungen für den Umbau der Gasimportterminals und gibt Handlungsempfehlungen für den zügigen Hoch-lauf von Wasserstoffimporten mit einem Schwerpunkt auf den bis 2030 notwendigen Maß-nahmen.\r\nDas Marktumfeld für Wasserstoff-Importprojekte ist in den vergangenen 12 Monaten weiter herausfordernd geblieben. In der Folge verzögern sich wichtige Projekte, wurden ausgesetzt oder sogar völlig gestoppt. Angesichts der positiven politischen Entscheidungen zum Wasser-stoffkernnetz auf der einen und dem fortwährenden Bedarf in der Industrie auf der anderen Seite, ist es zwingend erforderlich, alle verfügbaren Importoptionen und -infrastrukturen zu berücksichtigen, um den Hochlauf voranzutreiben und das Kernnetz zu befüllen. Die Regie-rungsparteien betonen im Koalitionsvertrag, dass Deutschland Energieimportland bleiben wird und die notwendige Infrastruktur für Importe von Wasserstoff und seinen Derivaten konse-quent ausgebaut werden soll.\r\n2 Ausgangslage und Handlungsbedarf\r\nMit dem Aufbau von LNG-Importkapazitäten reagierte Deutschland kurzfristig auf die Gaskrise infolge des Ukraine-Kriegs. Deutschland hat aktuell schwimmende LNG-Terminals an den Standorten Brunsbüttel, Mukran, Wilhelmshaven; stationäre Terminals entstehen an den Standorten Brunsbüttel, Wilhelmshaven und Stade. Ende 2025 können ca. 30 Mrd. m3 Gas\r\nSeite 4 von 11\r\nimportiert werden, mit Fertigstellung der stationären Terminals ab 2028 über 50 Mrd. m3. Für die Versorgung Deutschlands sind aber auch die bereits seit längerem bestehenden LNG-Ter-minals in den Nachbarländern, insbesondere in Belgien, den Niederlanden und Frankreich, wichtig. Dabei ist zu unterstreichen, dass Deutschland auch nach dem russischen Lieferstopp, ein wichtiges Transitland bleibt. Die Importkapazitäten werden schon jetzt zur sicheren Gas-versorgung insbesondere der zentraleuropäischen Nachbarländer genutzt.\r\nDie vorhandene oder im Bau befindliche LNG-Importinfrastruktur kann hierbei effizient für den Einstieg in den Import von Wasserstoff genutzt werden.\r\nEinige der schwimmenden LNG-Terminals sind technisch hybrid einsetzbar und erlauben be-reits vor 2030 eine kurzfristige Umstellung auf den parallelen Import von LNG- und Ammoniak (umwandelbar in Wasserstoff, wenn ein entsprechendes Cracking-Modul installiert wird). Diese technologische Option war zum Zeitpunkt des Beschlusses des in Kraft getretenen LNG-Beschleunigungsgesetzes (LNGG) nicht bekannt. Nun sollte diese Importoption in Bezug auf eine Weiternutzung angesichts der sich abzeichnenden Verzögerungen beim Wasserstoff-hochlauf re-evaluiert werden. Damit müsste auch die im Gesetz vorgesehene statische Kopp-lung des Weiterbetriebs der schwimmenden LNG-Anlagen an die Inbetriebnahme eines land-basierten LNG-Terminals gegebenenfalls aufgelöst bzw. angepasst werden.\r\nTechnisch gesehen ist der Umbau bzw. der Aufbau landbasierter Anlagen auf andere Energie-träger anspruchsvoll, aber machbar. Je nach Molekültyp – etwa verflüssigter Wasserstoff, Ammoniak, Methanol oder flüssige organische Wasserstoffträger (LOHC) – unterscheiden sich Anforderungen an Lagerung, Transport, Sicherheitskonzepte und Anschlussinfrastrukturen er-heblich. Die Nutzung bestehender Standorte bietet dabei Chancen: Sie verfügen über logisti-sche Anbindungen, industrielle Nähe, Genehmigungen und Expertise. Dennoch braucht es um-fangreiche Investitionen und neue Betriebskonzepte.\r\nAus gesamtwirtschaftlicher Sicht kann es sinnvoll sein, an Standorten Anlagen für den Import unterschiedlicher Derivate parallel zu betreiben. LNG-Importanlagen (schwimmend und land-basiert) können zum Teil auch dauerhaft für den Import von e-LNG aus erneuerbaren Quellen notwendig sein. Eine zu enge Auslegung der Umstellungspflicht ist also nicht zielführend.\r\nDie Importstrategie für Wasserstoff und Wasserstoffderivate der Bundesregierung geht von einem nationalen Bedarf an Wasserstoff und dessen Derivaten in Höhe von 95 bis 130 TWh bis 2030 aus. 50 bis 70 % (45 bis 90 TWh) sollen importiert werden. Der Einstieg in den Aufbau ge-eigneter Importstrukturen muss daher mit einem Maßnahmenpaket für die Zeit bis 2030 hin-terlegt werden.\r\nDas LNG-Beschleunigungsgesetz befristet ferner Genehmigungen für LNG-Anlagen zum 31. Dezember 2043. Ein Weiterbetreib von LNG-Terminals ist nur möglich, wenn sie für klimaneut-ralen Wasserstoff und dessen Derivate genutzt werden. Die Gaswirtschaft unterstützt dieses\r\nSeite 5 von 11\r\nklare Bekenntnis zum Umstieg auf Moleküle aus erneuerbaren Quellen. Es ist aber wichtig, dass die politischen Rahmenbedingungen die richtigen wirtschaftlichen Anreize setzen. Termi-nals beherbergen wichtige Anlagenelemente auch für das klimaneutrale Energiesystem. Der Ansatz muss also eher sein, an der Stelle den notwendigen Spielraum zu schaffen, statt über die befristete Betriebsgenehmigung für Infrastrukturen den Ausstieg aus den fossilen Energie-trägern hebeln zu wollen. Eine zu kurze Amortisationsdauer verteuert nämlich die Nutzung der Infrastruktur erheblich und erschwert Investitionen in die notwendige Transformation hin zu Wasserstoff und dessen Derivaten.\r\nVersorgungssicherheit muss dauerhaft ein strategisches Ziel der Importstrategie sein. Dazu ge-hört auch, dass parallel zum Ausbau des Pipelineimports von Wasserstoff, ausreichende Kapa-zitäten in schwimmenden und landbasierten Terminals für den flexiblen Schiffstransport aus allen Weltregionen im Ordnungsrahmen angereizt wird. Die Importe von Derivaten über den Seeweg werden deutlich früher erwartet als z.B. über den Süd- und Südwestkorridor. Landba-sierte und schwimmende Terminals können dabei komplementär genutzt werden. Letztere er-möglichen die schnellstmögliche Bereitstellung von grundlastfähigem Wasserstoff. Sie sind kurzfristig verfügbar, mobil einsetzbar und benötigen im Vergleich zu landseitiger Infrastruktur deutlich weniger Planungs- und Bauzeit. Somit können sie das noch junge Kernnetz bedarfsge-recht befüllen, das absehbar zu Beginn ohne nennenswerte Speicherkapazitäten auskommen muss. Diversifizierte Importquellen insgesamt stärken die Markteffizienz und reduzieren Ab-hängigkeiten von einem einzigen Lieferland oder bestimmtem Exportregionen. Und genauso wie die Importinfrastruktur heute die sichere Gasversorgung der zentraleuropäischen Nach-barländer gewährleistet, wird diese Importinfrastruktur Deutschland im Wasserstoffmarkt-hochlauf ebenfalls zur wichtigen Drehscheibe werden lassen.\r\n3 Anforderungen der Mitgliedsunternehmen\r\nFür die Mitgliedsunternehmen des BDEW, insbesondere die Infrastrukturbetreiber und Im-porteure, stehen vier zentrale Anforderungen im Vordergrund:\r\n1. Planungssicherheit und Investitionsklarheit\r\nInvestitionen in neue schwimmende und landbasierte Terminaltechnologien, Tanklager, Ver-flüssigungsanlagen, Cracker und/oder Anbindungen an das künftige Wasserstoffnetz erfordern langfristige, verlässliche Rahmenbedingungen. Noch dominiert Unsicherheit hinsichtlich der Wirtschaftlichkeit der Wasserstoffderivate. Aktuelle Forschungsergebnisse untermauern Trends und Zukunftserwartungen, können aber auch noch keine abschließenden Antworten geben.1 Besonders in den Anfangsjahren ist es deshalb wichtig, dass Staatshilfen bzw. Garan-tien die Risiken für Investoren senken.\r\nSeite 6 von 11\r\nZur Planungssicherheit gehören auch politische Entscheidungen bei wirtschaftlichen Zielkon-flikten: So besteht zum Beispiel für konventionellen Ammoniak bereits heute ein Markt. Hier gilt es zwischen der wirtschaftlich vorteilhaften direkten Substitution herkömmlichen Ammo-niaks durch das Wasserstoffderivat und der Entwicklung einer Crackerinfrastruktur sowie der Auslastung des initialen Wasserstoffkernnetzes abzuwägen.\r\nBereits bestehende Importlieferketten für Ammoniak in Rostock und Brunsbüttel sollten in der Planung berücksichtigt werden. Dies stellt auch eine regulatorische Herausforderung dar, da bestehende Rechtsrahmen bislang vor allem auf klassische Energieunternehmen ausgerich-tet sind – für die Einbindung von Akteuren außerhalb der Energiebranche, etwa aus Industrie, Logistik oder Chemie ist der regulatorische Rahmen der Energiebranche eine Herausforde-rung.\r\nAuch strukturelle Fragen gilt es zu klären: Aufgrund hoher Skaleneffekte scheinen sehr große Cracker von Vorteil zu sein, die Ammoniak aus mehreren Terminalstandorten aufnehmen. Cra-cker sollten deshalb Open Access basierten Zugang haben. Im Land verteilte Crackerstandorte bieten auch genehmigungsrechtlich erhebliche Herausforderungen, insbesondere in dicht be-siedelten Gebieten. Weiter dürften zentrale Standorte eine deutlich effizientere Realisierung der Verdichterinfrastruktur ermöglichen.\r\n2. Investitionsanreize für Erstkunden und Infrastrukturbeteiligte\r\nUm den Aufbau von Wasserstoffimportinfrastruktur zu beschleunigen, ist die frühzeitige Ein-bindung sogenannter Launching Customers und Co-Investing Customers von zentraler Bedeu-tung. Diese Akteure übernehmen signifikante unternehmerische Risiken und können durch langfristige Abnahmeverträge oder direkte Mitinvestitionen zur Finanzierung und Stabilisie-rung der Projekte beitragen. Ein entsprechender regulatorischer Rahmen würde Marktein-trittshürden für Pioniere senken und so gezielt den Hochlauf fördern. Vorbilder wie der nie-derländische Ordnungsrahmen zeigen: Differenzierte Vertragsbedingungen für Erstnutzer und Mitinvestoren – etwa günstigere Tarife oder längere Laufzeiten – können unter bestimmten Voraussetzungen objektiv gerechtfertigt und investitionsfördernd sein. Solche Regelungen sollten auch im deutschen Kontext ausdrücklich rechtlich ermöglicht werden2.\r\n3. Rechtliche Leitplanken\r\nViele zentrale Fragen sind derzeit ungeklärt: Wie werden Ammoniak- oder Methanolimporte rechtlich bewertet? Wie können bestehende rechtliche und regulatorische Rahmenbedingun-gen für Erdgas auf neue Moleküle übertragen oder angepasst werden? Welchen Anpassungs-bedarf gibt es in der europäischen und nationalen Regulierung von Wasserstoff-Importtermi-nals? Aus Sicht der Gasbranche sind zum Beispiel feste, frei zuordenbare Kapazitäten ohne Restriktionen zu bevorzugen. Bei Rabatten auf Netzentgelte, die dem Wasserstoffhochlauf dienen, sollte es eine Gleichbehandlung von Importen mit inländischer Erzeugung geben. Die\r\nSeite 7 von 11\r\nUnternehmen fordern eine zügige Klärung technischer Normen, Sicherheitsstandards und Ge-nehmigungsverfahren. Ansatzpunkt zur weiteren Ausgestaltung des Ordnungsrahmens für die H2-Importinfrastruktur könnte national die noch ausstehende Umsetzung der Regelungen des Zugangs Dritter zu Wasserstoffimportterminals aus der EU-Richtlinie Gas und Wasserstoff sein (Artikel 36).\r\nOffene Fragen gibt es auch bei Genehmigungen und Standorten von Ammoniak-Crackern: Was sind die wirtschaftlichsten Lösungen bei der Standortwahl und Skalierung von Crackern? Wie wird der Betrieb organisiert? Es müssen Anreize geschaffen werden, damit Investitionen in die Transformation stattfinden – durch gezielte Förderprogramme, stabile Marktbedingungen und transparente Zielpfade. Auch sind klare, einheitliche Regelungen zum Zugang und zur Nutzung von Terminals und Crackern notwendig, insbesondere wenn der Betrieb durch mehrere Unter-nehmen durchgeführt werden sollte. Wie kann das Marktdesign für Cracker ausgestaltet wer-den, damit die Anlagen interessant für Investoren sind? Auch die Möglichkeiten der Terminal-nutzung ohne Crackernutzung muss Berücksichtigung finden.\r\n4. Priorisierung der Technologien und Flexibilität\r\nEs ist noch nicht absehbar, welche Derivate in welchen Mengen gehandelt werden. Dennoch ist bei der Entwicklung der Terminals schon jetzt eine Priorisierung notwendig. Eine Technolo-gieoffenheit für verschiedene Derivate ist nur sehr begrenzt möglich. Bereits in der Genehmi-gung sind Festlegungen zu Produkten und Stoffen bei vielen Anlagenteilen unvermeidbar. Der-zeit wird ein großer Teil der Projekte vorrangig für den Import von erneuerbarem oder kohlen-stoffarmem Ammoniak geplant, daher sollte hier die Priorität gesetzt werden.\r\n4 Hochlauf der Wasserstoffimporte: Voraussetzungen und Erfolgsfaktoren\r\nDer erfolgreiche Hochlauf der Wasserstoffimporte hängt von einer Vielzahl ineinandergreifen-der Faktoren ab:\r\nInfrastrukturumbau\r\nTerminals müssen für alternative Moleküle ausgerüstet werden – etwa durch kryogene Anla-gen für flüssigen Wasserstoff, Drucktanklager für LOHC oder sichere Handlingsysteme für Am-moniak. Auch Hafenzufahrten, Bahnsysteme, Pipelineanschlüsse und Anlandungspunkte müs-sen angepasst oder neu errichtet werden. Die größte Herausforderung im Umbau liegt darin, dass die Anlagen nur bedingt umgerüstet werden können. Hauptsächlich kann die Hafeninfra-struktur (Hafenkai, Anlegestellen) wiederverwendet werden. Produktspezifische Teile der heu-tigen Importterminals, insbesondere für LNG, sind nur eingeschränkt für den Wasserstoffim-port nutzbar. In einigen Fällen, wie bei FSRUs, ist jedoch eine Umrüstung grundsätzlich mög-lich. Auch ein paralleler Betrieb mit verschiedenen Energieträgern könnte technisch machbar\r\nSeite 8 von 11\r\nsein, bringt jedoch zusätzliche Herausforderungen in Bezug auf Sicherheit, Logistik und Wirt-schaftlichkeit mit sich. Daher sollte die Option zur Umrüstung bestehender Anlagen zwar be-rücksichtigt werden, der Fokus aber gleichzeitig auch auf der Entwicklung neuer, speziell für Wasserstoff und dessen Derivate ausgelegter, schwimmender und landbasierter Terminals lie-gen. Da die neuen Energieträger eine geringere volumetrische Energiedichte verglichen mit Erdgas haben, wird eine erheblich größere Speicherkapazität notwendig sein. Wenn außer-dem die Wirtschaft länger Erdgas benötigt, läuft die Nutzung der LNG-Terminals ggf. nicht schon 2035/40 aus. Es sollte also auch ein Szenario dafür geben, dass parallel zu den LNG-Ter-minals Importe von Wasserstoff/Derivaten an den Terminals möglich ist.\r\nImportverträge und internationale Partnerschaften\r\nWasserstoffimporte benötigen langfristige Abnahmeverträge und strategische Partnerschaf-ten mit Exportländern bei hinreichender Diversifizierung. Anders als bei LNG gibt es bei Was-serstoff und seinen Derivaten aktuell noch Risikopositionen entlang der gesamten Wertschöp-fungskette. Abnahmeverträge, Charterverträge wie auch Kapazitätsbuchungen in Infrastruktu-ren müssen für die Projektfinanzierung langfristig sein. Aber aufgrund der Unsicherheiten ba-sierend auf Preis und Menge kann die Industrie keine verbindlichen Verträge eingehen. Eine Bindung für kleinere Mengen über einen mittelfristigen Zeitraum wäre eher denkbar. Deshalb braucht es Importeure/ Midstreamer, die größere Mengen für den Markt aggregieren und langfristige Abnahmeverpflichtung eingehen. Diese bräuchten dann eine Absicherung über Garantieinstrumente.3 Mehrere Staaten entlang eines Importkorridors in die EU könnten sich dieses Risiko teilen. Politische Unterstützung bei der Anbahnung solcher Beziehungen – etwa durch Wasserstoffallianzen oder Kooperationsabkommen – ist ebenso entscheidend wie fi-nanzielle Absicherungsinstrumente (z. B. CfD Mechanismen oder die Weiterentwicklung von H2Global). Zusätzliche Risiken ergeben sich, sollte ein Teil der Wertschöpfungskette nicht rechtzeitig zur Verfügung stehen und die finanziellen Verpflichtungen für vorhandene Kompo-nenten eintreten ohne entsprechende Einnahmen aufgrund von Projektverzögerungen in an-deren Assets.\r\nZertifizierung und Nachhaltigkeitsstandards\r\nDer Handel mit kohlenstoffarmem und grünem Wasserstoff erfordert verlässliche Herkunfts-nachweise und Nachhaltigkeitszertifikate. Besonders im Wasserstoffhochlauf ist es wichtig, dass die grünen Moleküle getrennt von Zertifikaten gehandelt werden können. Somit können sich auch Industrien ohne Netzanbindung am Beschaffungsprozess beteiligen. Die Mitglieds-unternehmen fordern europaweit einheitliche Regeln, idealerweise harmonisiert mit globalen Standards, um die Importfähigkeit sicherzustellen.\r\nSeite 9 von 11\r\nNetzanbindung\r\nDie Integration der Importterminals in das entstehende Wasserstoffkernnetz ist bereits ange-legt. Die Planungen sind auf hohe Transportkapazitäten ausgelegt, auch um Pipelinelieferun-gen von Wasserstoff aufzunehmen. Hierbei ist sicherzustellen, dass der Marktzugang über frei zuordenbare Kapazität (fFZK) gewährleistet ist.\r\n5 Politische und regulatorische Empfehlungen\r\nDie Transformation der Gasimportterminals gelingt nur mit politischer Flankierung und ganz-heitlichen Strukturentscheidungen:\r\n•\r\nErarbeitung eines „Masterplans Wasserstoffimportterminals“ unter Berücksichtigung von schwimmenden und landbasierten Terminaloptionen mit Zeithorizonten, Investiti-onsbedarfen, Zuständigkeitsverteilungen und politischer Koordination. Der Aufbau ei-nes Handelskorridors vom Produzenten über Importinfrastrukturen und Speichern bis hin zum Abnehmer sollte möglichst bald etabliert werden. Eine länderübergreifende Kooperation (z.B. Deutschland, Belgien, Niederlanden, Frankreich und Polen sowie den zentraleuropäischen Staaten Tschechien, Slowakei und Österreich) wäre konstruktiv. Wie in der Gaswirtschaft könnten Midstreamer Mengen aggregieren und an kleinere Abnehmer aus verschiedenen interessierten Industrien effizient vermarkten (Keramik, Glas, …).\r\nTeil des Masterplans muss eine stärkere Eingrenzung der möglichen Energieträger bzw. Derivate sein. Für die Bezahlbarkeit der Infrastruktur ist es unerlässlich, zeitnah her-auszuarbeiten, was wirtschaftlich die geeignetste Technologie ist. Förderprogramme sollten sich an der Verringerung der CO2-Emissionen ausrichten, ein begleitender Ord-nungsrahmen aber insbesondere in einer frühen technologischen Entwicklungsphase die erforderlichen Alternativen mitsamt der Infrastruktur anreizen. Das Ergebnis techno-ökonomischer Analysen sollte in einer Überarbeitung des LNG-Beschleuni-gungsgesetzes berücksichtigt werden.\r\n•\r\nAuswertung der Erfahrungen aus dem LNG-Beschleunigungsgesetz für rasche Geneh-migungsverfahren (etwa durch bundeseinheitliche Standards, zentrale Ansprechpart-ner, Fristenregelungen) und zügige Verabschiedung eines Wasserstoffbeschleunigungs-gesetzes4. Die gesamte Importinfrastruktur (schwimmend und landbasiert) muss im Gesetz bereits mit abgedeckt werden. Es ist eine großzügige, zukunftssichere Ausle-gung der Importinfrastruktur und der Gasnetzkapazitäten notwendig.\r\nSeite 10 von 11\r\n•\r\nErweiterung bestehender Förderinstrumente (z. B. Bundesförderung Terminalinfra-struktur, IPCEI-H2, CfD-Mechanismen): Hier ist der konkrete Bezug zu Terminalinfra-strukturen wichtig. Beispielsweise, wie kann ein CfD Mechanismus so entwickelt wer-den, dass er die Bezugsmengen für eine Infrastruktur unterstützt, die selbst mehr oder weniger als \"Umschlagsort\" dient? Auch hier ist wieder eine Kooperation mit den Nie-derlanden erwähnenswert. Beide Regierungen könnten sich vorerst auf einen Import-korridor einigen (Seeweg) und mit politischer Unterstützung die Verbindung zu ande-ren Ländern (Kanada, Spanien, Oman, Saudi-Arabien und Brasilien) herstellen.\r\n•\r\nFörderliche Rahmenbedingungen für Pioniere und Infrastrukturbeteiligte schaffen: Die Möglichkeit, für Erstnutzer und (Mit-)Investoren differenzierte Vertragsbedingungen zu ermöglichen, sollte explizit in den Rahmenbedingungen verankert werden. Dies schafft Investitionsanreize, reduziert Risiken für die ersten Marktteilnehmer und er-leichtert den wirtschaftlichen Hochlauf neuer Importinfrastrukturen.\r\n•\r\nKlare Regeln für Wasserstoffderivate im Ordnungsrahmen definieren (Netzentgelte, Bilanzierung, Sicherheitsvorgaben).\r\n•\r\nAbnahme für die H2-Importinfrastruktur sichern: Rechtlich-regulatorische Unsicherhei-ten entlang der H2-Wertschöpfungskette und damit für den H2-Kunden müssen identi-fiziert und offene Fragestellungen geklärt werden (z.B. Netzanschluss, Transport- und Haftungsfragen im H2-Kernnetz).\r\nDer Ordnungsrahmen sollte Anreize dafür schaffen, dass Derivate in Wasserstoff umgewan-delt und dann in das Netz eingespeist werden. Derivate sollten nicht vollständig direkt genutzt werden (Dünger, Schiffsverkehr). Es gilt auch die Befüllung des Wasserstoffkernnetzes abzusi-chern.\r\n6 Fazit: Transformationspfade gemeinsam gestalten\r\nDie deutschen schwimmenden und landbasierten Gasimportterminals haben das Potenzial, zu zentralen Knotenpunkten einer europäischen Wasserstoffwirtschaft zu werden – wenn die Weichen jetzt richtiggestellt werden. Der Umbau ist machbar, wirtschaftlich sinnvoll und kli-mapolitisch notwendig. Klar fokussierte technologische Terminal-Konzepte, unter Berücksich-tigung von Nachfrageprognosen für Derivate/H2 und der Aufbau des Kernnetzes sind essenzi-ell für die Wirtschaftlichkeit. Zugleich ist eine enge Zusammenarbeit mit den Importterminals in den Nachbarländern notwendig, um Synergien zu heben, Doppelstrukturen zu vermeiden und eine europäisch abgestimmte Infrastrukturentwicklung zu ermöglichen. Die bestehende und im Bau befindliche LNG-Importinfrastruktur kann dabei effizient als Ausgangspunkt für den Einstieg in den Import von Wasserstoff und seinen Derivaten genutzt werden – vorausge-setzt, sie wird frühzeitig entsprechend weiterentwickelt.\r\nSeite 11 von 11\r\nNur im Schulterschluss lässt sich diese Transformation erfolgreich gestalten. Die Gasinfrastruk-tur von heute ist der Wasserstoff-Hub von morgen – wenn wir jetzt entschlossen handeln.\r\n1 Vgl. z.B. LNG2Hydrogen – TransHyDE Project: Making LNG Terminals Suitable for Hydrogen-based Energy Carriers - Fraunhofer ISE\r\n2 Link zur niederländischen Regulierungsbehörde: ACM publishes explanation of new rules re-garding third-party access to hydrogen terminals\r\n3 Zur Rolle der aggregierenden Importeure hat der BDEW ein weiteres Positionspapier veröf-fentlicht.\r\n4 BDEW-Stellungnahme zum Entwurf aus der letzten Legislaturperiode: BDEW_Stellung-nahme_Entwurf_eines_Wasserstoff-beschleunigungsgesetzes.pdf"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020713","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zur systemischen Einbindung von Flexibilitätsquellen im Wasserstoffmarkt","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/96/76/640711/Stellungnahme-Gutachten-SG2511170013.pdf","pdfPageCount":9,"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\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\nBerlin, 10. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nFakten und Argumente\r\nFlexibilitätsquellen im Wasserstoffsystem\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Begriffliche und systemische Einordnung ........................................................... 4\r\n3 Schnittstellen zu Strom- und Wärmesystem ....................................................... 5\r\n4 Quellen und Bereitsteller von Flexibilität ........................................................... 6\r\n5 Zeitliche Entwicklung und Relevanz in der Clusterphase ..................................... 7\r\n6 Aktuelle Herausforderungen und notwendige Rahmenbedingungen .................. 8\r\n7 Fazit .................................................................................................................. 8\r\nSeite 3 von 9\r\n1 Einleitung\r\nWasserstoff wird eine Schlüsselrolle in der Dekarbonisierung von Industrie und Energiewirt-schaft spielen, da er Erneuerbare Energien speicherbar und damit verlässlich nutzbar macht. Durch die Möglichkeit, Energie in großen Mengen über längere Zeiträume zu speichern, kön-nen Versorgungslücken bei schwankender Wind- und Solarstromproduktion ausgeglichen wer-den. Die sichere Stromversorgung in einem zunehmend auf Erneuerbaren Energien basieren-den Energiesystem braucht Wasserstoff - und insbesondere Wasserstoffkraftwerke und -spei-cher - um auch die Dunkelflaute abzusichern. Die zukünftig benötigte sichere Bandlieferung von Wasserstoff für die Industrie kann in der ersten Phase des Hochlaufs nur durch sicher ver-fügbare große Flexibilitäten ermöglicht werden. So schafft Wasserstoff die Grundlage, volatile grüne Energie flexibel verfügbar zu machen und sektorenübergreifend einzusetzen.\r\nDamit Wasserstoff diese Rolle erfüllen kann, ist jedoch auch innerhalb des Wasserstoffsystems ein hohes Maß an Flexibilität erforderlich. Kurzfristige Lastwechsel, mittelfristige Schwankun-gen und saisonale Unterschiede prägen Erzeugung, Transport und Nutzung von Wasserstoff. Um eine bedarfsgerechte und sichere Versorgung zu gewährleisten, braucht es somit Flexibili-tätsquellen - insbesondere, um durch ein bedarfsgerechtes Angebot den Hochlauf des Was-serstoffmarktes zu ermöglichen sowie einen stabilen Netzbetrieb sicherzustellen, der die Grundvoraussetzung für einen funktionierenden Wasserstoffmarkt bildet.\r\nDieses Grundsatzpapier definiert und kategorisiert Flexibilitäten, beschreibt den spezifischen Bedarf im Wasserstoffsystem und formuliert Empfehlungen für Politik, Regulierung und Marktakteure. Dabei wird vor allem auf die speziellen Herausforderungen während des not-wendigen Markthochlaufs eingegangen. Das Papier ergänzt damit die vom BDEW formulierten Leitsätze und Kernforderungen für den Wasserstoffhochlauf, welche Technologieoffenheit, Systemintegration und Investitionssicherheit betonen, die den entstehenden Wasserstoff-markt flankieren müssen.\r\nSeite 4 von 9\r\n2 Begriffliche und systemische Einordnung\r\nFlexibilität im Energiesystem ist grundsätzlich die Veränderung von Einspeisung oder Ent-nahme als Reaktion auf ein externes Signal (z.B. Preissignale oder eine Aktivierung durch den Marktgebietsverantwortlichen)1.\r\nFlexibilitätsquellen im Wasserstoffbereich sind dadurch gekennzeichnet, dass sie die Fähigkeit besitzen, Angebot und Nachfrage von Wasserstoff dynamisch und bedarfsgerecht aneinander anzupassen. Ziel ist es, effizient auf Schwankungen in Wasserstoffproduktion und -nutzung zu reagieren. Sie unterstützen die Integration Erneuerbarer Energien, die Sektorkopplung sowie das gesamte Energiesystem und leisten daher einen entscheidenden Beitrag zur Versorgungs-sicherheit und Systemstabilität. Regelenergie hat dabei eine besondere Bedeutung inne. Durch die kurzfristige Bereitstellung von Flexibilität gewährleistet sie einen sicheren Betrieb des Wasserstoffnetzes und bildet damit die Basis eines funktionierenden Wasserstoffmarkts.\r\nZu unterscheiden sind daher folgende zeitliche Kategorien:\r\n›\r\nKurzfristige Flexibilität: Minuten bis wenige Stunden, vor allem relevant für Netzbetrieb und Regelenergie.\r\n›\r\nMittelfristige Flexibilität: Tage bis wenige Wochen, entscheidend zur Glättung meteorolo-gisch bedingter Produktionsschwankungen.\r\n›\r\nLangfristige Flexibilität: Saisonaler Ausgleich, z. B. zwischen Sommerüberproduktion und winterlicher Nachfrage.\r\nAktuelle Herausforderung ist, dass sich der Wasserstoffmarkt erst in der Entstehung befindet. Er verfügt daher über deutlich weniger flexible Ressourcen als das etablierte Erdgasnetz. Zu-dem unterscheidet sich Wasserstoff durch eine geringere Energiedichte im Vergleich zum Erd-gas (Faktor 3-4 geringer) mit dem Resultat, dass auch das Ausgleichspotenzial im Netz, wie z.B. der Leitungspuffer der Netzbetreiber (Linepack), deutlich geringer ist. Das notwendige Spei-cher- und Ausgleichspotenzial muss daher aus den ans Netz angeschlossenen, entsprechend dimensionierten Speichern oder anderen Flexibilitätsquellen kommen. Mit wachsender Spei-cherinfrastruktur und zunehmender Digitalisierung werden künftig große\r\n1 In Analogie zum Stromsektor und der Diskussion zum Demand-Side-Management ist darüber hinaus die Unter-scheidung wichtig, ob eine Reduktion der Entnahme (Flexibilität als Lastsenkung) durch eine spätere Entnahme-erhöhung nachgeholt werden muss oder nicht (Nachholeffekt).\r\nSeite 5 von 9\r\nFlexibilitätskapazitäten verfügbar sein. Dennoch bleiben die Flexibilitätsbandbreiten im Was-serstoffnetz, die sich aus der aktuell in Erarbeitung befindlichen Logik der grünen Zone2 erge-ben (BNetzA-Festlegung WasABi), langfristig kleiner als im Erdgasnetz. Umso wichtiger ist es, bereits jetzt geeignete Anreize zur Flexibilitätsbereitstellung durch die Marktakteure für die Clusterphase (s. Kapitel 5) sowie die Phase des deutschlandweiten Marktgebietes zu schaffen. Hinzu kommt, dass Planungs-, Genehmigungs- und Bauphasen für einige Quellen mehrere Jahre in Anspruch nehmen werden.\r\n3 Schnittstellen zu Strom- und Wärmesystem\r\nWasserstoff ist in mehrfacher Hinsicht mit anderen Energiesektoren verbunden. Besonders relevant ist die Schnittstelle zum Stromsystem. Wasserstofferzeuger - vor allem, aber nicht ausschließlich Elektrolyseure - koppeln die Systeme: Sie arbeiten als flexible Lasten, sofern Strombezugsvorgaben die Fahrweise nicht einschränken. Bis zur Erreichung eines erneuerba-ren Anteils von 90 Prozent im Marktgebiet bleibt das Betriebsprofil von Erzeugungsanlagen für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (RFNBOs) stark von regulatorischen Krite-rien abhängig. Mit steigender Durchdringung volatiler Einspeiser wie Elektrolyseuren, die ab-hängig vom Dargebot Erneuerbarer Energien Wasserstoff erzeugen, entsteht ein zusätzlicher Bedarf an Flexibilität im Wasserstoffsystem. Wasserstoffspeicher können hier doppelt wirken: als Quelle von zusätzlichen Molekülen bei Unterdeckung und als Senke für Überschüsse. In Zeiten von Überschussstrom dienen Elektrolyseure als Senken, in Dunkelflauten können Was-serstoffspeicher als Quelle zur Rückverstromung zur Verfügung stehen, bspw. in Kraftwerken oder KWK-Anlagen. Flexibilität im Wasserstoffsystem kann somit entscheidend zur Integration Erneuerbarer Energien in allen Sektoren beitragen und eine entscheidende Rolle bei der Siche-rung der Stabilität im Stromnetz einnehmen. Redispatch-Maßnahmen sind ein bewährtes In-strument, um Netzengpässe zu managen und kurzfristig Stabilität sicherzustellen. Eine allei-nige Betrachtung von Redispatch-Maßnahmen greift in der Komplexität des Systems dabei zu kurz. Vielmehr ist ein Business Case notwendig, der auch weitere Flexibilitätsdienste ermög-licht.\r\n2 In der Festlegung zum Wasserstoff Ausgleichs- und Bilanzierungsmodell (WasABi) der Bundesnetzagentur be-schreibt die grüne Zone einen stabilen Zustand des Netzes. Wenn der Netzzustand innerhalb dieser grünen Zone liegt, sind keine Ausgleichsmaßnahmen oder Anreize im Wasserstoff-Marktgebiet erforderlich.\r\nSeite 6 von 9\r\nDie tatsächliche Ausgestaltung der Wärmewende und der Anteil von Wasserstoff in der Bereit-stellung von Gebäudewärme ist noch ungewiss und in Fachkreisen nicht abschließend erör-tert. Für eine echte sektorübergreifende Optimierung braucht es datenbasierte Schnittstellen, klare Bilanzierungsregeln und ökonomische Signale, die Lastverschiebungen zwischen Strom-, Gas- und Wärmesystem steuern.\r\n4 Quellen und Bereitsteller von Flexibilität\r\nIm zukünftigen Wasserstoffsystem können unterschiedliche Akteure Flexibilitätsquellen be-reitstellen. Zu den Flexibilitätsquellen zählen bei Betrachtung des deutschlandweiten Markt-gebietes Wasserstoffspeicher, vor allem Kavernen- aber auch Poren- sowie Röhrenspeicher, Wasserstofferzeugungsanlagen wie Elektrolyseure oder Dampfreformierungsanlagen, Grenz-übergangspunkte, Importterminals, Ammoniakcracker und Industrieunternehmen mit flexib-len Bedarfen sowie Rückverstromungseinheiten (u.a. Wasserstoffkraftwerke). Die Flexibilitäts-quellen unterscheiden sich stark in ihren Eigenschaften, die für die Flexibilitätsbereitstellung relevant sind. Hier zu nennen sind bspw. ihre voraussichtliche mengenmäßige und geographi-sche Verfügbarkeit, der Zeitpunkt, ab wann die Option dem System tatsächlich zur Verfügung stehen wird sowie die technischen Einschränkungen und betrieblichen Möglichkeiten der Quelle im Bedarfsfall einer Flexibilitätsbereitstellung. Zudem ist die Unterscheidung von einer Lastreduktion und einer Lastverschiebung bei einer Flexibilitätsbereitstellung entscheidend. Technisch können Elektrolyseure bspw. ihre Last in Sekunden anpassen, auch wenn dies je nach Ausmaß der Lastanpassung mit Risiken behaftet sein kann. Betriebswirtschaftlich lohnt sich diese Flexibilität nur, wenn Strom- und Wasserstoffpreise entsprechende Signale geben. Hinzu kommen die bereits erwähnten regulatorisch indizierten Einschränkungen bei der Pro-duktion von RFNBOs. Wasserstoffimporte über Terminals oder Pipelines bieten mittel- und langfristige Spielräume, erfordern jedoch eine koordinierte Netzplanung.\r\nDer heutige Einsatz von Speicheranlagen im Erdgas resultiert in wesentlichen Teilen aus hohen saisonalen Speicherbedarfen, begründet durch die Heizperiode. Der Speicher-/Flexibilitätsbe-darf im zukünftigen Wasserstoffmarkt wird sich aufgrund der neuen Kundenstruktur (höherer Industrieanteil, fluktuierende Einspeisung von Elektrolyseuren, geringerer Raumwärmeanteil) deutlich kurzfristiger entwickeln. Es werden Speichersysteme benötigt, die agil und flexibel Wasserstoff bereitstellen können. Hierfür sind Kavernenspeicher besonders geeignet, wobei auch Porenspeicher v.a. für die saisonale Speicherung eine bedeutende Rolle spielen. Hinzu-kommt, dass die benötigte sichere Bandlieferung für die Industrie in der ersten Phase des Hochlaufs im Wesentlichen durch Speicher unterstützt werden kann.\r\nSeite 7 von 9\r\nAuf der anderen Seite können Importterminals durch die stabile Einspeisung von Wasserstoff-mengen in das Wasserstoffsystem einen wichtigen Beitrag dazu leisten, Flexibilitätsbedarfe auf der Nachfrageseite zu reduzieren. Deutschland wird weiterhin ein Energieimporteur blei-ben. Importe tragen somit nicht nur zu einer Diversifizierung der Energiebeschaffung und -ver-sorgung bei und reduzieren die Abhängigkeit von Energielieferanten aus dem außereuropäi-schen Ausland, sondern helfen bei der Stabilisierung des Energiesystems. Es ist demnach zwin-gend erforderlich, parallel die Grundlagen und Voraussetzungen für den Import von Wasser-stoff und seinen Derivaten weiterentwickelt werden. Hier würde eine Europäische Wasser-stoff-Allianz wichtige gemeinsame Arbeit leisten können.\r\nDie diversen Unterschiede der Quellen machen deutlich: Die Bewertung der Flexibilitätspoten-ziale muss technologieoffen und systemisch erfolgen. Ein besonderes Augenmerk liegt auf der Frage, in welchen Phasen des Hochlaufs welche Flexibilitätsquellen technisch und wirtschaft-lich verfügbar sind.\r\n5 Zeitliche Entwicklung und Relevanz in der Clusterphase\r\nWie bereits beschrieben steigen die Flexibilitätsbedarfe aber auch die Flexibilitätspotenziale im System mit zunehmender Zahl von Einspeisern und Verbrauchern, in der Hochlaufphase sind die Quellen jedoch noch begrenzt. Die wenig vermaschten, kleineren Netzsysteme/Clus-ter sind zu Beginn tendenziell durch eine direkte Lieferbeziehung geprägt. Zudem ist in der Aufbauphase des Kernnetzes davon auszugehen, dass im Zeitverlauf ein nur sehr begrenzter Regelenergiemarkt existiert. Darüber hinaus werden sich die Regelenergieoptionen in den Clustern voraussichtlich sehr unterschiedlich entwickeln. Dies stellt besondere Anforderungen an die Systemplanung. Cluster sollten deshalb im Rahmen des Möglichen bereits zu Beginn be-rücksichtigen, dass sie möglichst viele Flexibilitätsoptionen beinhalten. Um Perspektiven und Anreize für die Bereitstellung von Flexibilitäten zu bieten sowie den Markthochlauf zu fördern, sollten die Mechanismen zur Flexibilitätsbeschaffung von Anfang an möglichst marktbasiert ausgestaltet werden.\r\nWasserstoffspeicher stellen eine wichtige Flexibilitätsoption dar. In den Clustern, in denen Speicherkapazitäten zunächst nicht ausreichend vorhanden sind, werden in einem begrenzten Umfang Alternativen gefunden werden müssen. Ein Austausch über Herausforderungen und Rahmenbedingungen zwischen Bilanzkreisverantwortlichen/Händlern, Speicherbetreibern, Betreibern anderer Flexibilitätsquellen und Netzbetreibern wäre in diesem Zusammenhang sinnvoll.\r\nSeite 8 von 9\r\n6 Aktuelle Herausforderungen und notwendige Rahmenbedingungen\r\nKurzfristig bestehen wesentliche Herausforderungen im Flexibilitätsmarkt für Wasserstoff. Die verfügbare Flexibilitätsmenge ist absehbar knapp. Ohne gezielte Ausbaudynamik bei Spei-chern, intelligent gesteuerten Elektrolyseuren und flexiblen Verbrauchern droht eine struktu-relle Unterdeckung. Cluster mit wenigen Akteuren bieten nur begrenzte Ausgleichsmöglichkei-ten. Flexibilitätsquellen, wie beispielsweise industrielle Lastverschiebung oder Kurzzeitspei-cher mögen technisch machbar sein, drohen aber ohne entsprechende Marktanreize wirt-schaftlich nicht aktiviert zu werden. Zudem ist der regulatorische Rahmen für viele potenzielle Anbieter noch unklar, z.B. bzgl. der Teilnahme am Regelenergiemarkt. Untergrundspeicher mit Speichervolumen von mehreren TWh bieten hohes Flexibilitätspotenzial, benötigen jedoch hohe Anfangsinvestitionen und lange Vorlaufzeiten für Planung, Genehmigung, Bau und Inbe-triebnahme. Um die notwendige Flexibilität rechtzeitig verfügbar zu machen, müssen heute die richtigen Investitionssignale und -anreize gesetzt werden. Hinzu kommt, dass die Pro-dukte, mit denen die Flexibilitätsquellen aktiviert werden können, noch nicht ausgestaltet sind und wesentliche Regularien fehlen. Hier müssen Preissignale entstehen, sodass Betreiber von Quellen ein betriebswirtschaftliches Interesse an der Bereitstellung der Flexibilität für das Sys-tem haben. Dazu gehören verlässliche Erlösperspektiven, regulatorische Planungssicherheit sowie pragmatisch ausgestaltete Regulierung und die gezielte Förderung von Speicherinfra-struktur mit langfristiger Wirkung.\r\n7 Fazit\r\nEs ist festzuhalten, dass in der Hochlaufphase des Wasserstoffsystems Flexibilitätsquellen, wie z.B. Wasserstoffspeicher sowie flexible Einspeiser oder Abnehmer im Wasserstoffsystem, be-grenzt sein werden. Das Flexibilitätsangebot im heutigen Erdgassystem ist für Wasserstoff da-her nicht ansatzweise vergleichbar. Die unterschiedlichen Clusterentwicklungen bereiten zu-sätzliche Schwierigkeiten, da zum Teil ganz unterschiedliche Anforderungen bei der Bereitstel-lung und der Abnahme von Flexibilitäten bestehen.\r\nDie Verfügbarkeit und Bereitstellung von Flexibilität ist dennoch ein zentraler Erfolgsfaktor für den Markthochlauf von Wasserstoff und die Sektorkopplung: Flexibilitätsquellen im Wasser-stoffsystem ermöglichen die Integration volatiler Erzeugung, gleichen regionale Ungleichge-wichte aus und stabilisieren das Gesamtsystem mit besonderen Vorteilen für die Stabilität des Stromsystems. Der Handlungsbedarf ist klar: Bereits heute müssen regulatorische, marktliche und infrastrukturelle Voraussetzungen geschaffen werden, die einen effizienten Einsatz von Flexibilität in ausreichendem Maße ermöglicht. Wasserstoffuntergrundspeicher als zwin-gende, systembildende Voraussetzung für einen Wasserstoffmarkt, Elektrolyseure und flexible Verbraucher benötigen Planungssicherheit und wirtschaftliche Anreize. Gleichzeitig muss der\r\nSeite 9 von 9\r\nOrdnungs- und Regulierungsrahmen klar definieren, wie Flexibilität systemdienlich aktiviert und vergütet werden kann. Nur durch ein koordiniertes Vorgehen von Politik, Regulierung und Wirtschaft lässt sich das Potenzial von Wasserstoff als flexibler Energieträger erschließen und im Sinne des gesamten Energiesystems optimieren."},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-09-24"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020715","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zu den Kündigungsfristen von Gasverteilnetzbetreibern im EnWG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/08/3c/640727/Stellungnahme-Gutachten-SG2511170015.pdf","pdfPageCount":16,"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\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\nBerlin, 1. Oktober 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nzur Ausgestaltung von Fristen für die Beendigung von Gasnetzanschlussverträgen\r\nSeite 2 von 16\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 BDEW-Bewertung .............................................................................................. 4\r\n3 Begründung ....................................................................................................... 6\r\n3.1 Zeitliche Umsetzbarkeit .................................................................................. 7\r\n3.2 Strukturelles Hindernis für die Wärmewende ............................................... 8\r\n3.3 Auswirkungen auf die Entwicklung der Gasnetzentgelte .............................. 8\r\n4 BDEW-Vorschläge: Flexibilität - Ein Schlüssel zur erfolgreichen Netztransformation ........................................................................................... 9\r\n4.1 Kurze Kündigungsfrist bei netzgebunden Versorgungsalternativen .............. 9\r\n4.1.1 Wasserstoffversorgung ................................................................................ 10\r\n4.1.2 Anschluss an ein Wärmenetz ....................................................................... 10\r\n4.1.3 Leistungsfähiges Stromnetz .......................................................................... 11\r\n4.2 Angemessene Informations- und Kündigungsfristen in Gebieten ohne netzgebundene Versorgungsoption ............................................................. 11\r\n4.3 Koordinierte Planung und flexible Vertragsgestaltung für die Gasnetztransformation ................................................................................ 12\r\n5 Zusätzliche kostensenkende Effekte einer flexiblen Transformation .................. 13\r\n5.1 Vermeidung von Ersatzinvestitionen ........................................................... 13\r\n5.2 Alter und Zustand der Straßen und weiteren Infrastrukturen ..................... 14\r\n5.3 Gebündelte Stilllegung von Hausanschlüssen und Gasnetzabschnitten ..... 14\r\n6 Schutz vor sozialen Härten ................................................................................ 15\r\nSeite 3 von 16\r\n1 Einleitung\r\nDie Transformation der Gasverteilernetze zählt zu den zentralen Herausforderungen auf dem Weg zur Klimaneutralität – bundesweit bis 2045, in einigen Bundesländern und Kommunen jedoch bereits deutlich früher. Bis dahin müssen bestehende Gasnetze – sofern die regionalen Gegebenheiten keinen Weiterbetrieb mit Biomethan zulassen1 – entweder vorübergehend au-ßer Betrieb genommen und anschließend auf Wasserstoff umgestellt oder schrittweise dauer-haft stillgelegt werden. Damit diese Transformation sowohl volkswirtschaftlich effizient als auch praktisch umsetzbar ist, braucht es eine vorausschauende Planung, klare regulatorische Vorgaben und einen realistischen Zeitrahmen. Daneben bedarf es einer sozialverträglichen Ausgestaltung seitens des Gesetzgebers, die von einer klaren und konsistenten politischen Kommunikation begleitet werden muss.\r\nDas EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpaket schafft erstmals die rechtlichen Rahmenbe-dingungen für eine strukturierte Transformation von Gasnetzen. Wesentliche Grundlage für die Gasverteilernetze ist die sog. Stilllegungsplanung in Artikel 57 der Richtlinie (EU) 2024/1788 vom 13. Juni 2024 (GasRL). Die Stilllegungsplanung umfasst sowohl Leitungen, die dauerhaft stillgelegt als auch solche die vorrübergehend außer Betrieb genommen und an-schließend auf Wasserstoff umgestellt werden. Sie wird daher im Folgenden als Transformati-onsplanung bezeichnet. Der BDEW hat sich bereits mit einem umfassenden Positionspapier zur Ausgestaltung dieser Planung in den Prozess zur Überführung der Richtlinie in nationales Recht eingebracht.\r\nAuf die Transformationsplanung aufsetzend muss es für Gasverteilernetzbetreiber an örtliche Gegebenheiten angepasste Möglichkeiten geben, mit neuen und bestehenden Kunden an ih-ren Netzen umzugehen. Dies ist erforderlich, um die regionalen, nationalen und europäischen Klimaneutralitätsziele einhalten zu können. Für die Erreichung dieser politisch gesetzten Ziele müssen Anschluss- und Zugangsverpflichtungen an die Gasnetze unter sorgfältiger Abwägung aller berechtigten Interessen ausgestaltet werden. Neben den Anforderungen an eine Verwei-gerung von Anschlussbegehren für Neuanschlüsse stehen hierbei insbesondere die Anforde-rungen an eine Kündigung von bestehenden Netzanschlussverträgen im Fokus. Der einschlä-gige Artikel 38 der GasRL sieht zu diesem Zweck vor, dass der Gesetzgeber einen Regelungs-rahmen schafft, auf dem die Bundesnetzagentur (BNetzA) mit der Festlegung objektiver, nichtdiskriminierender und transparenter Kriterien aufsetzen muss.\r\n1 Im Falle eines Weiterbetriebes mit Biomethan ist eine Kündigung des Netzanschlusses nicht notwendig. Daher wird der Fall in diesem Papier nicht weiter dargestellt.\r\nSeite 4 von 16\r\nDer BDEW steht zur Umsetzung des EU-Gaspakets mit dem zuständigen Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) im regelmäßigen konstruktiven Austausch. Hierbei ist dis-kutiert worden, ob man einen Informationszeitraum von 10 Jahren vorsehen sollte, der mit der Einreichung des Transformationsplans bei der BNetzA beginnt. Weiterhin wurde eine Kün-digungsfrist von 5 Jahren nach Bestätigung dieses Plans durch die BNetzA, vorgeschlagen. Diese kann innerhalb des Informationszeitraumes liegen.\r\n2 BDEW-Bewertung\r\nDer BDEW lehnt einen einheitlich an alle Sachverhalte anzulegenden Informationszeitraum von 10 Jahren bis zu einer möglichen einseitigen Beendigung des Gasnetzanschlussvertrags sowie eine pauschale Kündigungsfrist von 5 Jahren ab. Diese „one size fits all“ Lösung wird den örtlichen Gegebenheiten sowie dem Umfang der Aufgabe nicht gerecht.\r\nUm einerseits die Klimaschutzziele einhalten und die Transformation der Gasnetze bis 2045 umsetzen zu können und andererseits die Wirtschaftlichkeit des Netzbetriebs sowie die Ver-sorgungssicherheit zu gewährleisten, benötigen die Verteilernetzbetreiber größtmöglichen unternehmerischen Freiraum und Flexibilität.\r\nDazu sind kurze Kündigungsfristen ohne zusätzlich einzuhaltende Informationszeiträume er-forderlich, um auf Veränderungen im Transformationsprozess adäquat und zeitnah reagie-ren zu können. Zugleich ist nachvollziehbar, dass kurze Fristen für einzelne Netznutzer mit Herausforderungen verbunden sein können. Diesen Herausforderungen kann auf unter-schiedlichem Wege begegnet werden. Klar ist, dass die Lösung einen angemessenen Interes-senausgleich beinhalten muss und die Transformation der Gasinfrastruktur auch und insbe-sondere unter wirtschaftlichen Aspekten nicht unnötig behindern darf. Der nachfolgend be-schriebene Vorschlag könnte eine Kompromisslösung darstellen, die der BDEW trotz erhebli-cher Vorbehalte gegen unflexible Fristensysteme einbringt, um einen Lösungsraum zu skiz-zieren:\r\nIn Netzgebieten, in denen zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der Kündigung alternative netzge-bundene Versorgungsmöglichkeiten vorliegen, sollten angemessen kurze Kündigungsfristen gelten (siehe Abbildung 1). Die Prüfung netzgebundener Versorgungsaufgaben fällt nicht in den Verantwortungsbereich des Netzbetreibers, sondern obliegt den zuständigen Behörden im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung und der übergeordneten Energiepolitik. Grund-lage für die Kündigung von Gasnetzanschlussverträgen sind die von der BNetzA genehmigten Transformationspläne der Verteilnetzbetreiber nach Art. 57 der GasRL (siehe Kapitel 4.3), ohne zusätzliche Nachweispflichten. Dadurch kann eine praktisch umsetzbare sowie volkswirt-schaftlich effiziente und dadurch auch eine sozialverträgliche Transformation der Gasnetze\r\nSeite 5 von 16\r\nermöglicht werden. Dies ist auch zur Erreichung ambitionierterer Klimaneutralitätsziele, etwa bereits 2035 oder 2040, die in einigen Bundesländern und Kommunen vorgesehen sind, not-wendig.\r\nEs ist nachvollziehbar, dass kurze Fristen einzelne Netznutzer vor Herausforderungen stellen können. Gleichzeitig sind diese erforderlich, um eine realistische, an den Klimaschutzzielen ausgerichtete sowie volks- und betriebswirtschaftlich möglichst effiziente Transformation der Gasverteilernetze umsetzen zu können. Ein paralleler Gasnetzbetrieb zu alternativen netzge-bundenen Wärmeversorgungsoptionen über einen langen Zeitraum wird zu erheblichen Mehrkosten führen.\r\nIn Netzgebieten, in denen alternative Versorgungsoptionen nicht zur Verfügung stehen, hält der BDEW die vorgeschlagene Kündigungsfrist von fünf Jahren jedoch für nachvollziehbar, so-weit dies hinsichtlich des Netzbetriebs wirtschaftlich vertretbar ist.\r\nAbbildung 1 Transformation auf unterschiedlichen Pfaden\r\nSeite 6 von 16\r\nDie Erreichung der deutschen Klimaneutralitätsziele hängt maßgeblich von klaren und konse-quenten hoheitlichen Entscheidungen und ihrer Kommunikation durch die Politik ab. Auf die-sen politischen Entscheidungen aufsetzend erarbeiten die Gasnetzbetreiber ihre Netzplanung nach Artikel 56 und 57 GasRL und aktualisieren diese regelmäßig. Der BDEW hält dafür einen Zeitraum von 2 Jahren für sachgerecht. Durch die Veröffentlichung der Pläne auf ihrer Inter-netseite informieren die Netzbetreiber über die Transformation ihrer Netze. Darüber hinaus obliegt die Information über die konkreten Wärmeversorgungsmöglichkeiten vor Ort den Kommunen. Dafür stehen den Netznutzern u.a. die kommunalen Wärmepläne als weitere In-formationsquelle zur Verfügung. Diese stehen spätestens ab 2026 bzw. 2028 zur Verfügung und geben Anschlussnutzern eine erste Orientierung über ihre zukünftige Wärmeversorgung.\r\nAus Artikel 38 i.V.m. Artikel 13 GasRL geht die zwingende Berücksichtigung eines Informati-onszeitraums nicht ausdrücklich hervor. Sieht man einen Informationszeitraum dennoch vor, muss sichergestellt sein, dass alle Netzkunden so früh wie möglich, die für sie relevanten In-formationen aus der Netzplanung entnehmen können, während gleichzeitig die Transforma-tion des Gasnetzes nicht weiter verzögert werden darf.\r\nUnabhängig von der Möglichkeit Gasnetzanschlussverträge zu kündigen, muss die Transforma-tion der Gasnetze von einem umfangreichen und passgenauen politischen Maßnahmenbün-del, welches auch die Versorgungssicherheit im Blick behält, begleitet werden. Dabei sind auch die Auswirkungen auf die Vertriebe hinsichtlich der von ihnen angebotenen Commodity und der Planbarkeit angemessen zu berücksichtigen. Insgesamt ist eine konstruktive Kommu-nikation durch die Politik im Hinblick auf die Wärmeplanung und die Transformation vor Ort, einschließlich von Versorgungsalternativen, essenziell.\r\n3 Begründung\r\nDie Transformation der Gasverteilernetze ist ein komplexer Prozess. Pauschale Vorgaben mit Zeiträumen und Fristen von 10 und 5 Jahren, wie sie vom BMWE vorgeschlagen werden, wür-den eine volkswirtschaftlich effiziente und somit eine sozialverträgliche Transformation der Gasnetze erheblich erschweren bzw. faktisch unmöglich machen. Das Gasverteilernetz um-fasst in Deutschland fast 600.000 km Leitungen. Über 1,4 Millionen Industrie- und Gewerbe-kunden sowie 21 Mio. Haushaltskunden sind an das Netz angeschlossen. Über 700 Netzbetrei-ber gewährleisten kontinuierlich die Versorgungssicherheit. Entsprechend stellt die Transfor-mation der Gasverteilernetze sowohl technisch, (volks- und betriebs-)wirtschaftlich als auch gesellschaftspolitisch eine komplexe Herausforderung dar.\r\nSeite 7 von 16\r\n3.1 Zeitliche Umsetzbarkeit\r\nBis zum Erreichen des nationalen Klimaneutralitätsziels 2045 verbleiben noch 20 Jahre. Inner-halb dieses Zeitraumes muss die Transformation des Gasverteilernetzes bewältigt werden. Der Zeitraum verkürzt sich zusätzlich, da den Verteilernetzbetreibern die entsprechenden rechtli-chen und regulatorischen Rahmenbedingungen sowie die darauf aufsetzenden Planungsvorga-ben auf nationaler Ebene bisher fehlen.\r\nZunächst muss die zügige Überführung der GasRL in nationales Recht durch den Gesetzgeber und ggf. die nähere Ausgestaltung der Planungsinstrumente aus Art. 56/57 durch die Bundes-netzagentur (BNetzA) erfolgen. Der BDEW geht derzeit davon aus, dass frühestens Ende 2028 die ersten belastbaren Planungen im Sinne der GasRL vorliegen könnten. Mit einem Informati-onszeitraum von 10 Jahren könnten erste Kündigungen damit frühestens ab 2038 wirksam werden. Dies würde Verteilernetzbetreibern flächendeckend maximal sieben Jahre Zeit lassen, um Leitungen entweder endgültig stillzulegen oder nach einer vorübergehenden Außerbe-triebnahme auf Wasserstoff umzustellen (siehe Abbildung 2). Für Netzbetreiber, die in Bun-desländern oder Kommunen tätig sind, welche die Klimaneutralität bereits vor 2045 anstre-ben, verkürzt sich dieser Zeitraum nochmals entsprechend.\r\nAbbildung 2 Zeitstrahl Gasnetztransformation\r\nDer äußerst kurze Zeitraum bis 2045 bzw. teilweise auch deutlich früher erfordert deshalb eine flexible Gestaltung der Transformation. Starre, und im Kontext der Dekarbonisierung un-verhältnismäßig lange Informationszeiträume und Kündigungsfristen, unabhängig von den ört-lichen Voraussetzungen, würden eine zeitnahe Dekarbonisierung von Gebieten, in denen be-reits alternative Versorgungsmöglichkeiten bestehen oder absehbar bestehen werden, verhin-dern. Die Verteilernetzbetreiber stünden dann vor der großen Herausforderung, ihr gesamtes Netzgebiet in nur wenigen Jahren zu transformieren.\r\nDie enorme Herausforderung, die Transformation in einer so kurzen Zeit zu bewältigen, wer-den besonders deutlich, wenn man den Prozess mit der in der Praxis bereits erprobten Um-stellung von L- auf H-Gas vergleicht. Die Umstellung von rund fünf Millionen L-Gas-Geräten\r\nSeite 8 von 16\r\nauf H-Gas – was nicht einmal einem Viertel der an das Verteilernetz angeschlossenen Haus-haltskunden entspricht – dauert etwa zehn Jahre. Dieser Vergleich zeigt, dass sieben Jahre eine äußerst kurze Zeitspanne für die vollständige Umstellung aller an das Verteilernetz ange-schlossenen Haushalts-, Industrie- und Gewerbekunden ist. Dies gilt umso mehr in den Bun-desländern, die sich frühere Ziele zur Erreichung der Klimaneutralität gesetzt haben.\r\nEine Umsetzung in einem derart kurzen Zeitraum ist aufgrund begrenzter personeller Ressour-cen der Netzbetreiber, des akuten Fachkräftemangels – insbesondere bei Tiefbaufirmen – so-wie der hohen Belastung der Anwohner und Anwohnerinnen durch zahlreiche Baustellen nicht realisierbar.\r\n3.2 Strukturelles Hindernis für die Wärmewende\r\nDie flexible Ausgestaltung der Transformation ist auch für die kohärente Umsetzung der Wär-meplanung unerlässlich. Nur so kann eine verlässliche Infrastrukturplanung erfolgen. Dadurch können Investitionen in den Ausbau paralleler Infrastrukturen vermieden werden. Insbeson-dere Mehrspartenunternehmen, häufig auch kommunale Stadtwerke, stehen derzeit vor der Herausforderung, dass die für die Gasnetze rechtlich (noch) vorzusehenden Investitionsvolu-mina für den notwendigen Ausbau anderer für die Energiewende erforderlicher Energieinfra-strukturen nicht zur Verfügung stehen. Dadurch kommt es nicht nur für die Gasnetzkunden, sondern auch die Kunden von Wärmenetze zu vermeidbaren Preissteigerungen. Wenn der Netzbetreiber weiterhin jedem Kunden bis 2038 Zugang zu seinem Gasnetz gewähren muss, wird eine wirtschaftliche Umstellung auf dezentrale Wärmeversorgungslösungen und Wärme-netze somit schwierig bzw. unmöglich gemacht.\r\n3.3 Auswirkungen auf die Entwicklung der Gasnetzentgelte\r\nMittel- bis langfristig wird der flächendeckende Weiterbetrieb der Gasverteilernetze mit per-spektivisch sinkenden Netzanschlusszahlen und eines dadurch rückläufigen Gasabsatzes in im-mer mehr Netzabschnitten den Trend hin zu steigenden Gasnetzentgelten verstärken.\r\nInsbesondere bei bestehenden Versorgungsalternativen können und werden die Kunden und Kundinnen eigenständig und punktuell ihre Netzanschlussverträge kündigen. Die Gasnetzbe-treiber könnten bis zum Ablauf eines möglichen Informationszeitraums wiederum kaum steu-ern, an welchen Stellen die Kunden in der Zwischenzeit das Netz verlassen. Als Resultat müsste das Gasnetz für eine geringere und weniger dichte Kundenanzahl großflächig weiter-betrieben werden.\r\nDadurch entstehen weiterhin Kosten für Ersatzinvestitionen zur Aufrechterhaltung des gesam-ten Gasverteilernetzes, die über immer kürzere Abschreibungszeiträume refinanziert werden müssten. Im Jahr 2023 haben die Gasnetzbetreiber über 1,2 Mrd. Euro in die Instandhaltung\r\nSeite 9 von 16\r\nder Netze investiert. Zum anderen ist zu erwarten, dass die Betriebskosten der Netze trotz sin-kender Zahl der Anschlussnehmer weitgehend konstant bleiben, da ein Großteil dieser Kosten nicht oder nur in geringem Maße von der Absatzmenge abhängt.\r\nUm Ersatzinvestitionen und Betriebskosten zu minimieren und damit die Netzentgelte nicht zusätzlich zu belasten, sollten die Verteilernetzbetreiber dort, wo Alternativen vorhanden sind, die Möglichkeit erhalten, einzelne Netzabschnitte innerhalb einer kürzeren Frist stillzule-gen (siehe Kapitel 4).\r\nVon entscheidender Bedeutung ist, dass darüber hinaus auch der Regulierungsrahmen kohä-rent an die Anforderungen, die sich aus der Transformation ergeben, angepasst wird. Es be-darf so bald wie möglich klarer Regelung zur Kostentragung und regulatorischer Anerkennung von Stilllegungskosten, die die individuellen Gegebenheiten der Netzbetreiber berücksichtigt.\r\nDie von der BNetzA im Rahmen des NEST-Prozesses vorgeschlagene Anerkennung der Stillle-gungsaufwendungen im Rahmen von Rückstellungsbildungen ist ein erster Schritt in die rich-tige Richtung und wird vom BDEW als unerlässlich bewertet und begrüßt.\r\n4 BDEW-Vorschläge: Flexibilität - Ein Schlüssel zur erfolgreichen Netztransformation\r\n4.1 Kurze Kündigungsfrist bei netzgebunden Versorgungsalternativen\r\nDer BDEW schlägt vor, bei verfügbaren alternativen Versorgungsoptionen, angemessen kurze Fristen für eine Kündigung durch den Netzbetreiber anzusetzen. So kann in solchen Netzab-schnitten eine frühzeitigere Transformation erfolgen. Wie bereits dargelegt, ist eine solche Flexibilisierung notwendig, um die Transformation der Gasnetze überhaupt erfolgreich umset-zen zu können.\r\nDie Voraussetzungen für solche kürzeren Fristen müssen messbar und insbesondere aus der Kundenperspektive nachvollziehbar ausgestaltet werden, um die Akzeptanz der erforderlichen Maßnahmen zu steigern. Sie sind konkret im Gesetz zu verankern und klar zu formulieren, um Auslegungs- und Interpretationsspielräume nach Möglichkeit zu vermeiden. Weiterhin sollten diese ohne großen zusätzlichen Aufwand erfüllt werden können, wobei die Erbringung der er-forderlichen Nachweise möglichst unbürokratisch und ohne übermäßige Dokumentations-pflichten erfolgen sollte.\r\nDie Fristen sind als Mindestfristen zu definieren, die Netzbetreiber bei Vorliegen der jeweili-gen Kriterien mindestens einzuhalten haben. Von diesen kann jedoch nach oben abgewichen werden, solange Diskriminierungsfreiheit gewährleistet bleibt. Den Gasnetzbetreibern steht es in Abhängigkeit der konkreten Transformationserfordernisse vor Ort grundsätzlich frei, sowohl von den kurzen Mindestfristen als auch dem Kündigungsrecht als Ganzen Gebrauch zu\r\nSeite 10 von 16\r\nmachen. Da es auf absehbare Zeit schwierig sein wird, sich auf ein konkretes Vertragsende festzulegen, muss eine gesetzliche Möglichkeit der einvernehmlichen Fortführung des ur-sprünglichen Vertrags vorsehen, wenn sich die geplante Stilllegung oder Umstellung verzö-gert.\r\n4.1.1 Wasserstoffversorgung\r\nIm Falle einer geplanten Umstellung des Gasnetzes auf Wasserstoff, ist eine angemessen kurze Kündigungsfrist sinnvoll. Ohne kürzere Fristen müsste der Gasnetzbetreiber für alle an-geschlossenen Gaskundinnen und -kunden bis zum Ablauf des vom BMWE angedachten star-ren Informationszeitraums von 10 Jahren weiter die Versorgung mit Gas ermöglichen, auch wenn ein Großteil der Anschlussnehmenden bereits über wasserstofffähige Anwendungen verfügt. Dies gilt insbesondere in Gebieten, in denen ein großer Anteil an Bestandsleitungen umgestellt werden soll.\r\nUmgekehrt kann der Fall auftreten, dass Industriekunden aufgrund langer und starrer Kündi-gungsfristen für das übrige Netz nicht mit Wasserstoff versorgt werden können. Industriekun-den, denen zur Erreichung der vorgegebenen Klimaneutralitätsziele nur eine Umstellung auf Wasserstoff verbleibt, sollten die Möglichkeit haben, diesen rechtzeitig zu beziehen, unabhän-gig von den genannten Fallgruppen.\r\nEin etappenweises Vorgehen bei der Transformation würde zudem die Kosten beim Ausbau des Wasserstoffverteilernetzes reduzieren. Denn lange Vorlauffristen für die Kündigung von Netzanschlüssen führen zur Verzögerung von Leitungsumstellungen und würden den erforder-lichen Anteil an Neubauleitungen unnötig erhöhen und somit für Wasserstoffkunden die Kos-ten deutlich erhöhen.\r\nEine Staffelung der Netzumstellung auf Wasserstoff in einem Netzgebiet entlastet außerdem den zukünftigen Wasserstoffnetzbetreiber. Denn auch diese Umstellung erfordert personelle Kapazitäten, die bei einer geballten Umstellung in einem kurzen Zeitraum von den Verteiler-netzbetreibern geleistet werden müssen.\r\n4.1.2 Anschluss an ein Wärmenetz\r\nBestehendes Wärmenetz\r\nEine weiterer Anwendungsfall für kurze Kündigungsfristen könnte eine zum Zeitpunkt der Er-stellung der Transformationsplanung bereits bestehende Wärmeversorgung über ein parallel verlaufendes Wärmenetz darstellen, insofern der Wärmenetzbetreiber über die Kapazitäten verfügt, die Gasnetzkunden und -kundinnen zu übernehmen. Dadurch kann ein paralleler Be-trieb von Wärme- und Gasnetzinfrastrukturen vermieden und Kosten für den Betrieb sowie\r\nSeite 11 von 16\r\ndie Instandhaltung der Gasnetze reduziert werden. Gleichzeitig steigert die Nachverdichtung der Anschlüsse bei der Fernwärme deren Rentabilität und ein zeitgleicher Anschluss von Kun-den in einem Straßenzug an das Wärmenetz verringert sowohl die Häufigkeit von Baustellen als auch die Kosten für den Wärmenetzanschluss.\r\nNeues oder auszubauendes Wärmenetz\r\nEine weitere Voraussetzung könnte der Bau eines neuen bzw. die Erweiterung eines bereits bestehenden Wärmenetzes darstellen. Parallel zum Aus- bzw. Neubau des Wärmenetzes und Anschluss der Wärmekunden könnten die Gasnetzanschlüsse sowie der dazugehörige Netzab-schnitt stillgelegt und Tiefbaumaßnahmen für beide Infrastrukturen gebündelt umgesetzt wer-den. Ein Gutachten aus der Schweiz untersucht unter anderem die technische Umsetzbarkeit eines Direktumstieges Gas-Fernwärme und kommt zu dem Ergebnis, dass ein Direktumstieg umsetzbar ist. Ein Direktumstieg ist technisch machbar und wirtschaftlich sinnvoll. Dieser kann nur dann umgesetzt werden, wenn der Gasverteilernetzbetreiber ein Kündigungsrecht hat.\r\n4.1.3 Leistungsfähiges Stromnetz\r\nAuch dort, wo die kommunale Wärmeplanung ein dezentrales Versorgungsgebiet vorsieht, er-geben sich Möglichkeiten, Stilllegungen im Gasverteilernetz frühzeitig vorzunehmen unter Be-rücksichtigung eines ausreichend ausgebauten Stromnetzes mit ausreichend Netzanschlusska-pazitäten. Dafür ist auch der Zustand der betroffenen Gebäude, der sich aus der kommunalen Wärmeplanung ergibt, nicht unerheblich.\r\nIm Rahmen der Datenerhebung zur kommunalen Wärmeplanung werden Informationen zu den vorhandenen Heizgeräten, wie bspw. das Alter, erhoben. In Gebieten mit älteren Hei-zungsanlagen und einem gut ausgebauten Stromnetz könnte in Abstimmung mit dem Strom-netzbetreiber eine frühzeitigere Stilllegung der Gasnetze (in Kombination mit zusätzlichen För-derinstrumenten) in Erwägung gezogen werden. Denn in diesen Gebieten kann es je nach den lokalen Gegebenheiten zu einem schleichenden Rückgang der Gaskundenzahl kommen, da die Heizungen sukzessive ausgetauscht werden müssen.\r\n4.2 Angemessene Informations- und Kündigungsfristen in Gebieten ohne netzgebundene Versorgungsoption\r\nLediglich dort, wo zum Zeitpunkt der Planung keine netzgebundenen alternativen Versor-gungsoptionen bestehen oder geplant sind, findet der BDEW einen angemessenen Informati-onszeitraum, beginnend mit der Einreichung der Pläne, sowie eine Kündigungsfrist von etwa 5 Jahren im Sinne einer verhältnismäßigen Ausgestaltung nachvollziehbar. Die Information\r\nSeite 12 von 16\r\nerfordert das Zusammenwirken verschiedener Akteure, die Netzbetreiber tragen durch ihre veröffentlichten Transformationspläne maßgeblich bei.\r\nUnabhängig vom Vorliegen weiterer Voraussetzungen muss dann nach Ablauf dieser Frist eine Stilllegung des Gasnetzes auch tatsächlich erfolgen können. Fristen dieser Länge dienen bei-den Vertragspartnern, aber insbesondere dem Netzkunden, dazu, sich auf die Beendigung des Vertrages einzustellen und rechtzeitig Alternativen realisieren zu können. Für den Netzbetrei-ber wird so wiederum Planungssicherheit in einem äußerst dynamischen Umfeld gewährleis-tet. Damit wird für Gasnetzbetreiber neben den äußerst engen Voraussetzungen der wirt-schaftlichen Unzumutbarkeit eine weitere Option geschaffen, eine steuerbare Transformation ihrer Infrastruktur vornehmen zu können.\r\n4.3 Koordinierte Planung und flexible Vertragsgestaltung für die Gasnetztransformation\r\nDurch eine flexiblere Transformation ließe sich der Betrieb der Gasnetze – dort wo technisch und wirtschaftlich für Netzbetreiber und Kunden sinnvoll - gezielter steuern. Bis zum Ablauf der Fristen könnte in Bereichen, in denen ein langfristiger Betrieb nicht vorgesehen ist, dieser sukzessive auf jene Netzteile beschränkt werden, in denen Kunden bislang keine Alternative vorliegt. Ein solches Vorgehen liegt im Interesse der Kundinnen und Kunden.\r\nGrundlage für die Anwendung der Kündigungsfristen und Informationszeiträume sind die von der BNetzA genehmigten Transformationspläne der Verteilnetzbetreiber nach Art. 57 der GasRL. Aus diesen geht hervor, welche Netzabschnitte perspektivisch umgestellt oder stillge-legt werden sollen, sowie zu welchem Zeitpunkt bzw. innerhalb welches Zeitraumes die (tech-nische) Stilllegung und ggf. Umstellung des Gasnetzes aus netzplanerischer, netzhydraulischer und aus netzwirtschaftlicher Sicht sinnvollerweise stattfinden sollte. Voraussetzung für eine iterative Umsetzung der Gasnetztransformation ist, dass die Pläne kontinuierlich aktualisiert und mit dem Netzentwicklungsplan abgestimmt werden können. Der BDEW fordert deshalb einen zweijährigen Planungszyklus.\r\nFür eine koordinierte Abstimmung kann die kommunale Wärmeplanung herangezogen wer-den, die auf Basis der Planungen der verschiedenen Infrastrukturbetreiber erfolgt und daraus das Zielbild der zukünftigen Wärmeversorgung in der jeweiligen Kommune erstellt. Die Wär-mepläne fließen wiederum in die Netzentwicklungspläne der Verteilernetzbetreiber ein (vgl. Art. 56, 57 GasRL, § 14d EnWG), wodurch nach Umsetzung der europäischen Vorgaben ein In-formationsaustausch gewährleistet sein wird. Darüber hinaus wäre es sinnvoll, zukünftig eine institutionalisierte direkte Abstimmung der betroffenen Infrastrukturbetreiber untereinander auf dieser Grundlage zu ermöglichen. In einem ersten Schritt ist darauf zu achten, dass bei der Umsetzung der GasRL nicht nur die Netzbetreiber, sondern auch die für die jeweilige\r\nSeite 13 von 16\r\nWärmeplanung planungsverantwortliche Stelle zur Zusammenarbeit bei der Ausarbeitung des Transformationsplans verpflichtet wird.\r\nBeim Abschluss neuer Verträge für bestehende Anschlüsse ist zu beachten, dass es zukünftig möglich sein muss, befristete Netzanschlussverträge abzuschließen, wenn einzelne Abschnitte perspektivisch stillgelegt werden sollen, damit kein Vertrauen auf den unbefristeten Bestand dieser Verträge aufgebaut werden kann.\r\nDaneben ist zu beachten, dass bei der Umstellung auf eine andere Versorgung nicht in jedem Fall eine netzbetreiberseitige Vertragskündigung erforderlich ist. Netzbetreiber und Netzkun-den steht es frei, sich unabhängig von anderweitig geltenden Fristen einvernehmlich über die Beendigung des bestehenden Vertrags und, bei Identität der Vertragsparteien, die Konditio-nen eines neuen Netzanschlussvertrags mit einer alternativen Versorgung zu einigen. Eine entsprechende Vertragsänderung kann mit Zustimmung des Kunden in deutlich kürzeren Zeit-räumen erfolgen.\r\n5 Zusätzliche kostensenkende Effekte einer flexiblen Transformation\r\nEine an die lokalen Gegebenheiten angepasste Transformation ermöglicht den Netzbetreibern eine gezielte Steuerung und dadurch eine kosteneffiziente Planung und Umsetzung. Umge-kehrt führt eine fehlende Flexibilisierung der Fristen zu einer sozial ungerechteren Transfor-mation. Denn der unwirtschaftliche Netzbetrieb in Abschnitten mit wenigen Anschlussneh-menden, in denen alternative Versorgungsoptionen zur Verfügung stehen, belastet auch jene Gasnetzkunden im Netzgebiet des Netzbetreibers, die bisher keine Alternative zu Gas haben.\r\n5.1 Vermeidung von Ersatzinvestitionen\r\nEin planvolles und etappenweises Vorgehen bei der Transformation des Gasnetzes kann dazu beitragen, ein volkswirtschaftliches Optimum bei der Transformation der Gasnetze zu errei-chen. Dies ist möglich, wenn einerseits eine frühzeitige Transformation in Gebieten mit den entsprechenden angemessenen Voraussetzungen ermöglicht wird und andererseits die Inves-titionszyklen der Gasverteilernetzbetreiber beim Ausbau von Wärme- und Stromnetzen mit-berücksichtigt werden. So können Ersatzinvestitionen in die Gasnetze vermieden werden, wenn je nach Versorgungsgebiet der Ausbau des Wärme- oder Stromnetzes vorgezogen wird, dort wo hohe Investitionen von Seiten der Gasverteilernetzbetreiber aufgrund der Altersstruk-tur bzw. des Zustands der stillzulegenden Netzabschnitte anstehen. Dafür könnten Ausbau-maßnahmen in einem anderen Gasnetzabschnitt mit deutlich jüngerem Gasnetz nach hinten verschoben werden.\r\nSeite 14 von 16\r\n5.2 Alter und Zustand der Straßen und weiteren Infrastrukturen\r\nAlter und Zustand der Straßenbeläge sowie anderer Infrastrukturen (z.B. Wasser/Abwasser) oder die Synchronisation mit anderen (Tief-)Bauarbeiten sollten bei sämtlichen Baumaßnah-men berücksichtigt werden. Durch eine Bündelung erforderlicher Tiefbaumaßnahmen können sowohl die Auswirkungen auf die Allgemeinheit im öffentlichen Raum, sowie Tiefbaukapazitä-ten- und -kosten reduziert werden. Mit pauschalen und langen Informations- und Kündigungs-fristen ist ein solches koordiniertes Vorgehen kaum möglich.\r\n5.3 Gebündelte Stilllegung von Hausanschlüssen und Gasnetzabschnitten\r\nFalls eine flexible Transformation nicht vorgesehen wäre, können Verteilernetzbetreiber kaum Stilllegungen von Hausanschlüssen und Netzabschnitten bündeln, sondern müssen diese in kleinteiligen Schritten und hohem organisatorischen Aufwand umsetzen. Angemessen kurze Informationszeiträume und Kündigungsfristen hingegen können die Stilllegung von Hausan-schlüssen und Netzabschnitten in Straßenzugslänge ermöglichen und dadurch sowohl Effizien-zen heben als auch Kosten einsparen beispielsweise bei der Einrichtung der Baustellen oder der Bereitstellung von Tiefbaumaschinen.\r\nHinzu kommt, dass in einem Netzgebiet, in dem bereits ein Großteil der Gaskunden und -kun-dinnen ihren Netzanschluss vorübergehend Außerbetrieb nehmen lassen haben, in der Regel jährlich Kosten für die aus Sicherheitsgründen notwendige Überwachung des Netzanschlusses für diese Kunden und Kundinnen entstehen. Dabei haben sie bereits in eine neue Heizungsan-lage investiert und werden den Gasnetzanschluss perspektivisch nicht mehr nutzen. Bei einer flexiblen Transformation können Netzbetreiber gezielt die Stilllegung dieser Netzabschnitte vorziehen und somit entfallen für diese Haushalte Kosten für die Überwachung des Anschlus-ses. Gleichzeitig werden personelle Kapazitäten beim Gasnetzbetreiber frei, die er andernfalls in die Begehung und Prüfung der vorgehaltenen Gasnetzanschlüsse investieren müsste.\r\nSeite 15 von 16\r\nExkurs: Vereinfachte Darstellung eines technischen Stilllegungsprozesses\r\nEs gibt zwei Optionen für die Stilllegung eines Hausanschlusses: (i) Bei der vorübergehenden Außerbetriebnahme wird die Hauptabsperreinrichtung geschlossen, der Gaszähler und Gas-druckregler (wenn vorhanden) ausgebaut sowie die Leitungsenden gasdicht verschlossen. Das Gas bleibt in der Leitung und vom Kunden wird ggf. eine jährliche Vorhaltepauschale entrich-tet (inaktiver Netzanschluss). Eine vorübergehende Außerbetriebnahme und die Abrechnung der Vorhaltepauschale ist aufwendig und wird später in der Regel zu einer endgültigen Stillle-gung führen, wobei der Kunde diese Kosten zusätzlich zahlen muss. (ii) Bei der endgültigen Stilllegung wird die Leitung von der allgemeinen Versorgungsleitung getrennt, der Gaszähler und Regler ausgebaut, die Leitung wird gasfrei gemacht und verschlossen. Die Hauseinführung kann auf Kundenwusch zurückgebaut und abgedichtet werden, um gegen Wassereinbrüche geschützt zu werden. Dem Kunden entstehen hierdurch einmalig höhere Kosten.\r\nDie Stilllegung eines gesamten Netzabschnittes ist aus Gesamtkostengründen zu präferieren, kann aber nur dann erfolgen, wenn entweder alle Hausanschlüsse außer Betrieb oder endgül-tig stillgelegt sind. Hauptkostentreiber für die endgültige Stilllegung sind die hierfür benötig-ten Baugruben (an jedem Leitungsabzweig eine Baugrube und alle 100 Meter ca. 2 Baugru-ben). Bei der gemeinsamen endgültigen Stilllegung eines ganzen Straßenzugs können die Kos-ten durch die verringerte Anzahl benötigter Baugruben reduziert werden. Endgültig stillge-legte Leitungen können im Anschluss nicht wieder in Betrieb genommen werden.\r\n6 Schutz vor sozialen Härten\r\nDie Gasnetzbetreiber in Deutschland werden ihrer Versorgungsaufgabe so lange wie nötig nachkommen und Versorgungssicherheit auch während der Transformation gewährleisten. Auch bei bestmöglicher Planung wird es sich jedoch nicht vermeiden lassen, dass die Transfor-mation eines Gasnetzes in Einzelfällen zu sozialen Härten führen wird. Es ist Aufgabe des Ge-setzgebers, diese Härten sozialverträglich auszugleichen.\r\nEin planvolles Vorgehen auf Basis einheitlicher und transparenter Kriterien und Prozesse für alle Akteure ist die wichtigste Voraussetzung für eine effiziente Transformation der Netze. Da-für müssen die verschiedenen Planungsinstrumente auf regionaler Ebene sinnvoll ineinander-greifen und miteinander abgestimmt sein. Ziel sollte es sein, dass die Gebietsausweisungen der kommunalen Wärmepläne deckungsgleich mit den Stilllegungsplänen der Netzbetreiber sind und für Gebiete, in denen perspektivisch keine Versorgung mit klimafreundlichen Gasen vorgesehen ist, ein effizienter Rückzug des Gasnetzes ermöglicht wird.\r\nSeite 16 von 16\r\nEin netzebenenübergreifender Abstimmungsprozess sollte klar formalisiert stattfinden und iterativ ausgestaltet sein. Teil dieses planvollen Vorgehens ist die kontinuierliche Information der Anschlussnehmenden u.a. über die regelmäßige Aktualisierung der Transformationspläne und deren Veröffentlichung. Auf diese Weise kann gewährleistet werden, dass sich die An-schlussnehmenden auch mit kürzeren Kündigungsfristen rechtzeitig auf einen Wegfall des Gasanschlusses einstellen können. Auch dadurch kann zu einer Vermeidung von sozialen Här-ten beigetragen werden.\r\nDer BDEW steht gerne bereit, die Umsetzung von Artikel 38 GasRL, einschließlich der dafür er-forderlichen Fristen im Dialog mit dem zuständigen Ministerium weiter auszugestalten. Dar-über hinaus ist eine umfassende und zügige Umsetzung der europäischen Vorgaben aus dem Gas-/Wasserstoffpaket sowie die Implementierung weiterer für die Transformation der Gas-netze unabdingbarer Regelungen dringend erforderlich."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-01"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020716","regulatoryProjectTitle":"Anpassungsvorschläge zur Berücksichtigung des steigenden Stromverbrauchs bis 2030","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/06/dd/640821/Stellungnahme-Gutachten-SG2511170016.pdf","pdfPageCount":9,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 30. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nFakten und Argumente\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 2 von 9\r\n1 Einleitung\r\nIn dem am 15. September 2025 veröffentlichten Monitoringbericht zum Start der 21. Legisla-turperiode der Bundesregierung bildet die Entwicklung des Strombedarfs eine maßgebliche Grundlage für die weiteren Überlegungen zur Gestaltung der Energiewende. Ausbaupfade für Erneuerbare Energien und Netzinfrastruktur sollen sich an realistischen Strombedarfsszena-rien orientieren. Diese bewegen sich laut Monitoringbericht – in verschiedenen Studien in Form von Bandbreiten hinterlegt – für das Jahr 2030 in einer Größenordnung von 600 bis 700 TWh. Gleichzeitig hält die Bundesregierung an dem Ziel, den Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch 2030 auf 80 Prozent zu steigern, fest.\r\nDie im Monitoring prognostizierte Bandbreite des Bruttostromverbrauchs bewegt sich unter-halb der vorherigen Prognosen der Bundesregierung von 750 TWh im Jahr 2030. Zur Abschät-zung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (EE) im Jahr 2030 wiederum sind vor al-lem zwei Faktoren entscheidend: Der EE-Ausbaupfad mit entsprechenden Kapazitätszielen und die Entwicklung der Volllaststunden, aus deren Kombination sich die Menge der Stromer-zeugung ergibt.\r\nVor diesem Hintergrund hat der BDEW Berechnungen zur Entwicklung der EE-Quote unter Be-rücksichtigung der Volllaststunden für verschiedene Verbrauchs- und Erzeugungsszenarien vorgenommen.\r\nIm Ergebnis dieser Berechnungen zeigt sich:\r\n›\r\nWerden bis 2030 die bisherigen EE-Ausbauziele erreicht, wäre bei einem prognostizierten Strombedarf von 600-700 TWh das EE-Ziel von 80% zu erreichen. Die gemittelte Berech-nung der EE-Quote in diesem Fall beträgt 84%.\r\n›\r\nVerzögert sich der EE-Ausbau oder wird er regulatorisch eingeschränkt, ist von einer Ziel-verfehlung auszugehen. Die gemittelte Berechnung der EE-Quote im Fall geringerer Kapazi-täten beträgt 72%.\r\nDas konsequente Vorantreiben des EE-Ausbaus entlang des aktuellen Ausbaupfads beschreibt somit eine „sowieso“-Notwendigkeit, die auch bei einem angenommenen Bruttostromver-brauch zwischen 600 und 700 TWh verfolgt werden muss.\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 3 von 9\r\n2 Überlegungen zur Entwicklung des Stromverbrauchs bis 2030\r\nAls erster Ausgangspunkt für die hier dargelegten Überlegungen dient die Analyse des aktuellen Stromverbrauchs sowie bestehende Stromverbrauchsprognosen.\r\nTabelle 1: Bruttostromverbrauch 2022-2024 sowie Projektionen\r\n2022 (BDEW-Statistik) 2023 (BDEW-Statistik) 2024 (BDEW-Statistik) 2030 (EEG) 2030 (Monitoring) Bruttostromverbrauch1 in TWh 540,9 512,1 517,7 750 600 - 700 Letztverbrauch1 in TWh 482,7 459,6 466,1\r\nDavon Industrie 211,7 201,1 204,0\r\nDavon Haushalte 135,2 131,1 132,3\r\nDavon Sonstige (Gewerbe, Handel, Dienstleistungen) 121,7 112,3 114,1\r\nDavon Verkehr (Fahrstrom) 14,1 15,1 15,7\r\nEine Abschätzung des Stromverbrauchs für das Jahr 2030 ist aus aktueller Sicht schwierig. Ent-sprechend beschreibt der Monitoringbericht der Bundesregierung eine Bandbreite des Brut-tostromverbrauchs zwar unterhalb der vorherigen Prognosen der Bundesregierung von 750 TWh im Jahr 2030, geht jedoch von einer breiten Spanne von 600-700 TWh aus. Die Strombe-darfe der einzelnen Sektoren bewegen sich ebenfalls in Spannbreiten, die durch die dem Moni-toring zugrunde liegenden Studien vorgegeben werden. Die reale Entwicklung hängt stark von wirtschaftlichen und politischen Rahmenbedingungen ab, eine präzise Prognose ist daher nicht möglich.\r\nElektrifizierung der Industrie/Konjunkturelle Entwicklungen:\r\n›\r\nStrombedarf 2030 laut Monitoringbericht: 190 bis über 290 TWh.\r\n1 Letztverbrauch/Nettostromverbrauch gibt an, was tatsächlich von Endverbrauchern verbraucht wird. Der Bruttostromverbrauch umfasst zusätzlich Eigenverbrauche der Stromerzeugungsanlagen, Netz- und Speicherverluste.\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 4 von 9\r\n›\r\nEntwicklung schwer abschätzbar, da die Wirtschaftlichkeit von Elektrifizierungsprojekten stark vom Verhältnis des relevanten Gas- und Strompreisniveaus sowie von der konjunktu-rellen Entwicklung abhängt.\r\nAlternativ zur Elektrifizierung können auch andere klimaneutrale Energieträger wie Wasser-stoff zur Dekarbonisierung eingesetzt werden, was ebenfalls Auswirkungen auf die Spann-breite hat.\r\nElektrifizierung des Verkehrssektors:\r\n›\r\nStrombedarf 2030 laut Monitoringbericht: 30-80 TWh bei 6-13 Mio. E-Pkw.\r\n›\r\nStand zum 1. Juli 2025: gut 1,5 Mio. E-Autos (Bestand).\r\n›\r\nBeispiel: 1 Mio. E-Autos haben einen jährlichen Strombedarf von ca. 2,7 TWh – Elektrifizie-rung des Gebäudesektors und der Fernwärme:\r\n›\r\nLaut Monitoringbericht Strombedarf im gesamten Gebäudesektor 2030 ca. 200-300 TWh und ca. 10-60 TWh bei der Fernwärme (Anstieg insbesondere durch Elektrifizierung der Raumwärme, z.B. dezentrale Wärmepumpen und Großwärmepumpen in der Fernwärme)\r\n›\r\n2024: 9 TWh Verbrauch durch Wärmepumpen laut BEE\r\n›\r\nBeispiel: Eine Wärmepumpe verbraucht auf 100 qm Wohnfläche ca. 2.700 bis 4.200 kWh pro Jahr. Bei 1 Mio. Wärmepumpen wären das dann circa 3,2 TWh Stromverbrauch.\r\nRechenzentren:\r\n›\r\nStrombedarf 2030 laut Monitoringbericht: 30-60 TWh\r\n›\r\nAktueller Strombedarf von Rechenzentren in Deutschland: ca. 20 TWh/Jahr.\r\nElektrolyseure:\r\n›\r\nStrombedarf 2030 laut Monitoringbericht ca. 40 TWh\r\n›\r\n1 GW Elektrolyseleistung mit bspw. 4.500 Volllaststunden verbraucht 4,5 TWh im Jahr.\r\n3 Überlegungen zur zukünftigen Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und Netzeinspeisung bis 2030\r\nWeiterer Ausgangspunkt für die in diesem Papier dargestellten Überlegungen zur Entwicklung von Stromerzeugung und -verbrauch sind der Stand der installierten EE-Leistung und Stromer-zeugung im Jahr 2024 sowie die für die EE-Ziele 2030 benötigten Zubaumengen. Hierbei wer-den zum einen eine Zielerreichung der Kapazitätsziele des EEG 2030 betrachtet, zum anderen\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 5 von 9\r\ndie im Monitoringbericht als Durchschnitt der Berechnungen aus den dem Monitoring zu-grunde liegenden Szenarien dargestellten Werte im Sinne einer verzögerten Zielerreichung.\r\nTabelle 2: Stromerzeugung aus EE 2024 sowie bei vollständiger oder verzögerter Zielerreichung der EEG-Ausbauziele 2030\r\nInstallierte Leistung 31.12.2024 (GW) Ziele 2030 laut EEG (GW) Keine Zieler-reichung in 2030: Durchschn. Kapazität 2030 laut Monitoring2 Notwendiger Nettozubau pro Jahr für 2030-Ziele (GW) Bruttozubau (GW) Stromerzeu-gung in TWh im Jahr 2024 2022 2023 2024 Wind an Land 63,6 115,0 100 8,6 2,4 3,6 3,3 111,6 Wind Offshore 9,2 30,0 21 3,5 0,3 0,3 0,7 26,1 PV 100,2 215,0 186 19,1 7,6 15,4 17,3 75,1 Lauf- und Spei-cherwasser 5,6\r\nk. A.\r\n21,4 Biomasse & sonstige EE 9,7\r\n8\r\n49,9 SUMME\r\n284,1\r\nDie Stromerzeugung ergibt sich dabei als Produkt der installierten Leistung und den tatsächli-chen Volllaststunden der jeweiligen Anlage. In den letzten Jahren konnten Volllaststunden bei Photovoltaik (PV) zwischen 817 h und 951 h, bei Wind an Land zwischen 1.763 h und 1.988 h, bei Wind auf See zwischen 2.853 h und 3.220 h erreicht werden.3 Diese tatsächlichen\r\n2 Die Werte stellen einen Durchschnitt der Berechnungen aus den dem Monitoring zugrunde liegenden explorativen Szenarien und keine Prognose dar, vgl. Monitoringbericht der Bundesregierung, S. 64\r\n3 Quelle: Eigene Statistiken & Berechnungen, siehe unten: Exkurs Volllaststunden.\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 6 von 9\r\nVolllaststunden liegen niedriger als manche Berechnungen zu den potenziell möglichen Voll-laststunden, unter anderem weil in der Realität auftretende netz- oder marktbedingte Abre-gelungen (Redispatch, Abregelungen zu Zeiten negativer Preise) zu einer geringeren Erzeu-gung führen. Aber auch nicht ideale Standorte, Verschattungseffekte oder eine systemfreund-liche Ost-West-Ausrichtung von PV-Modulen können zu niedrigeren Volllaststunden führen.\r\nBeispielhaft führen redispatchbedingte Abschaltungen gerade im Bereich Wind Offshore zu um 17% niedrigeren Stromerträgen. Diese geringeren Erträge bilden sich in der Berechnung der Volllaststunden ab. Ohne netzbedingte Abregelung wären in den letzten Jahren bis zu 500 Volllaststunden mehr pro Jahr im Bereich Wind auf See möglich gewesen.\r\nAbbildung 1: Entwicklung Volllaststunden Wind auf See, Quellen: BDEW, smard.de, Quartals-berichte der BNetzA\r\nDies zeigt sich auch in der Gesamtbetrachtung: Im Jahr 2024 wurden insgesamt 284 Mrd. kWh Strom aus Erneuerbaren Energien produziert. Gleichzeitig wurden 9,4 Mrd. kWh Strom auf-grund von Netzengpässen im Rahmen des Redispatch abgeregelt. Das entspricht 3,3% der pro-duzierten Strommenge aus Erneuerbaren Energien bzw. hätten diese Mengen produziert wer-den können, wäre die EE-Stromerzeugung um 3,3% höher gewesen. Zudem hätte die EE-Quote damit um knapp 2 Prozentpunkte höher gelegen.\r\nPerspektivisch sind Volllaststunden zudem abhängig vom Netzausbau (Zu- bzw. Abnahme netzbedingter Abregelungen) und dem Einsatz von Flexibilitäten (Zu- bzw. Abnahme marktge-triebener Abschaltungen aufgrund niedriger oder negativer Strompreise zu Zeiten von hoher EE-Stromeinspeisung oder Nutzung von Flexibilitätspotenzialen). 0,0\r\n500,0\r\n1000,0\r\n1500,0\r\n2000,0\r\n2500,0\r\n3000,0\r\n3500,0\r\n4000,0\r\n2019 2020 2021 2022 2023 2024\r\nVolllaststunden pro Jahr\r\nWind auf See\r\nWind auf See (inkl.\r\nabgeregelter Mengen\r\naufgrund von\r\nRedispatch/EinsMan)\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 7 von 9\r\nUnter der Annahme, dass die EE-Ausbauziele und die tatsächlichen Volllaststunden erreicht werden, kann unter Annahme einer Fortführung der tatsächlichen Volllaststunden eine EE-Er-zeugung für 2030 von 512 bis 575 TWh berechnet werden.\r\nUnter der ansonsten gleichbleibenden Annahme kann bei einer verzögerten Erreichung der EE-Ausbauziele (Durchschnitt der Kapazität laut Monitoring, s.o.) nur eine EE-Erzeugung für 2030 von 443 bis 496 TWh berechnet werden.\r\n4 Überlegung zur angestrebten 80 % EE-Quote und dem EE-Ausbau\r\nAuf Basis der bisherigen Annahmen im EEG und WindSeeG (Verbrauchsannahmen, -Kapazi-tätsziele und diesen zugrunde liegende Volllaststunden) wären für die Erreichung des Ziels, bis 2030 einen Anteil von 80 % Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch zu erreichen, rund 600 TWh EE-Strom erforderlich.\r\nWerden jedoch die tatsächlichen Volllaststunden der letzten Jahre fortgeschrieben, könnten im Jahr 2030 nur etwa 512 TWh bis 575 TWh EE-Stromerzeugung realisiert werden (s.o.). Aus-gehend von der Prognose der vorherigen Bundesregierung eines Bruttostromverbrauchs von 750 TWh im Jahr 2030, entspräche dies einem EE-Anteil von 68 % bis 77 %.\r\nAusgehend von der Bandbreite des Monitoringberichts von 600-700 TWh im Jahr 2030, ent-spräche dies wiederum einem EE-Anteil von gemittelt 78 - 91 % je nach realisiertem Strombe-darf und tatsächlichen Volllaststunden (Tabelle 3). Das EE-Ziel von 80% wäre somit bei Errei-chung der aktuellen EE-Ausbauziele zu erreichen.\r\nExkurs Volllaststunden\r\nVolllaststunden sind ein Maß, um die erfolgte Stromerzeugung pro installierte Leistung vergleichbar zu ma-chen. Die Anzahl der jährlichen Volllaststunden gibt an, für wie viele Stunden eine Anlage bei maximaler Leistung laufen müsste, um die im Jahr produzierte Strommenge zu erzeugen – unabhängig davon, wie die Auslastung der Anlage zu spezifischen Stunden in dem Jahr war. Die Volllaststunden geben somit nicht die Betriebsstunden wieder. Die theoretische maximale Anzahl der Volllaststunden beträgt 8760 h, wenn die Anlage wirklich an jedem der 365 Tage 24 h lang bei voller Leistung erzeugte.\r\nDie tatsächlichen Volllaststunden für Windenergie an Land, Windenergie auf See und PV wurden für 2022, 2023, 2024 und einmal im Mittel für die letzten 10 Jahre berechnet. Hieraus wurde der jeweils schlechteste Wert als untere Grenze, der beste Wert als obere Grenze festgelegt. Für die anderen EE-Technologien wird die mittlere Erzeugung von 2022-2024 angenommen, weil hier nur geringfügig Zubau abzusehen ist.\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 8 von 9\r\nTabelle 3: EE-Quote bei Berücksichtigung Strombedarf im Rahmen Monitoringbericht, tatsäch-lichen Volllaststunden, vollständigem Erreichen Ausbauziele EEG 2030 Bruttostrom- verbrauch TWh Untergrenze Volllaststunden Obergrenze Volllaststunden Mittelwert Volllaststunden 700 73% 82% 78% 650 79% 88% 84% 600 85% 96% 91%\r\nGleichzeitig können EE-Ausbauziele nach § 4 EEG 2023 sowie § 1 Abs. 2 WindSeeG nicht er-reicht werden (siehe Tabelle 2, durchschnittliche Kapazität 2030 laut Monitoring), wenn sich zum Beispiel Netzanschlüsse von Offshore-Windparks verzögern, das Tempo des Ausbaus von Wind an Land sich nicht deutlich steigert, bereits genehmigte Projekte nicht realisiert werden oder die Dynamik des Photovoltaik-Ausbaus einbricht.\r\nWerden entsprechend die Ausbauziele des EEG und des WindSeeG nur verzögert erreicht, d.h. werden nur die auf S. 64 des Monitoringberichts beispielhaft genannten Durchschnitts-werte der explorativen Szenarien erreicht, könnten im Jahr 2030 bei gleichbleibender An-nahme der Volllaststunden nur 443 TWh bis 496 TWh EE-Stromerzeugung realisiert werden. Dies entspräche einem EE-Anteil von gemittelt 67 % bis 78 % je nach realisiertem Strombe-darf und realisierten Volllaststunden (Tabelle 4). Das EE-Ziel von 80% würde somit verfehlt.\r\nTabelle 4: EE-Quote bei Berücksichtigung Strombedarf im Rahmen Monitoringbericht, tatsäch-lichen Volllaststunden, verzögertem Erreichen der Ausbauziele EEG 2030 Bruttostrom- verbrauch TWh Untergrenze Volllaststunden Obergrenze Volllaststunden Mittelwert Volllaststunden 700 63 % 71 % 67 % 650 68 % 76 % 72 % 600 74 % 83 % 78 %\r\nEntwicklung von Stromverbrauch und -erzeugung bis 2030\r\nSeite 9 von 9\r\n5 Fazit\r\nMit Blick auf die im Monitoringbericht zum Start der 21. Legislaturperiode dargelegten Prog-nosen zum Strombedarf 2030 von 600-700 TWh sowie den weiteren Überlegungen zum Aus-bau der EE-Kapazität zeigt sich unter Betrachtung der tatsächlichen Volllaststunden:\r\n1.\r\nWerden bis 2030 die bisherigen EE-Ausbauziele erreicht, wäre bei einem prognosti-zierten Strombedarf von 600-700 TWh das EE-Ziel von 80% zu erreichen. Die gemit-telte Berechnung der EE-Quote in diesem Fall beträgt 84%.\r\n2.\r\nVerzögert sich der EE-Ausbau oder wird er regulatorisch eingeschränkt, ist von einer Zielverfehlung auszugehen. Die gemittelte Berechnung der EE-Quote im Fall geringe-rer Kapazitäten beträgt 72%.\r\n3.\r\nDas konsequente Vorantreiben des EE-Ausbaus entlang des aktuellen Ausbaupfads beschreibt somit eine „sowieso“-Notwendigkeit, die auch bei einem angenommenen Bruttostromverbrauch zwischen 600 und 700 TWh verfolgt werden muss.\r\n4.\r\nUm die Zielerreichung von 80% sicherzustellen, sind regulatorische Maßnahmen zu treffen, um möglichst hohe Volllaststundenwerte zu erreichen. Sowohl ein beschleu-nigter Netzausbau als auch der Einsatz von Flexibilitäten (Speicher, Sektorkopplung wie bspw. Elektrolyse, …) oder Änderungen beispielsweise im Offshore-Ausschrei-bungsdesign können hierzu beitragen.\r\nGleichzeitig sind die mit einem nur 600 TWh betragenden Strombedarf verbundenen Implika-tionen hinsichtlich fehlender Elektrifizierung in den Bereichen Industrie, Wärme und Verkehr oder hinsichtlich der Aufrechterhaltung der industriellen Produktion Deutschlands zu beach-ten. Ein geringer Stromverbrauch wirkt zwar rechnerisch positiv auf die EE-Quote, ist aber mit Blick auf die industrielle Produktion und Dekarbonisierung kritisch zu betrachten.\r\nStrom aus Erneuerbaren Energien ist zentrale Grundlage nicht nur für die Dekarbonisierung des Stromsystems, sondern auch für die Elektrifizierung in den Sektoren Industrie, Gebäude und Verkehr. Der weiterhin entschiedene Ausbau der EE-Stromerzeugung ist daher entschei-dend, um die Klimaziele zu erreichen, die Vorgaben des EEG zu erfüllen und eine resiliente Energieversorgung zu sichern. Gleichzeitig verläuft diese Entwicklung aktuell langsamer als einst prognostiziert. Es braucht in diesem Zusammenhang verlässliche Rahmenbedingungen und gezielte regulatorische Anreize zum Ausbau der Erneuerbaren Energien ebenso wie der Erhöhung der Volllaststunden, welche entsprechend auch entscheidend für den Stromver-brauch 2030 und darüber hinaus sind."},"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":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020771","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Neufassung der §§ 71 ff. 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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\r\nder 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\nBerlin, 11. September 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nVorbereitende Positionierung zur Weiterentwicklung GEG\r\nzu einer erwartenden zeitnahen Überarbeitung / Klarstellung des GEG mit Fokus auf §§ 71 ff. GEG\r\nIn einem weiteren Schritt werden Eckpunkte zur nationalen Umset-zung der EPBD erarbeitet und diese hier vorliegenden Positionen er-gänzen.\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 17\r\nInhalt\r\n1 Hintergrund und Grundsätze .............................................................................. 3\r\n2 Vorbereitende Positionierung im Einzelnen ........................................................ 5\r\n§ 3 GEG Begriffsbestimmungen ................................................................................. 5\r\n§ 3 Abs. 1 Nr. 30 a GEG: Unvermeidbare Abwärme .................................................. 7\r\n§ 15 GEG: Gesamtenergiebedarf / Referenzgebäude ............................................... 7\r\n§ 22 GEG i.V.m. Anlagen 4 und 9 (Primärenergiefaktoren und THG-Emissionswerte) ........................................................................................................................ 8\r\n§§ 71 ff. GEG .............................................................................................................. 8\r\n§ 71 GEG: Anforderungen an eine Heizungsanlage ................................................... 9\r\n§ 71b GEG: Anschluss an bestehende oder neue Wärmenetze .............................. 10\r\n§ 71d GEG: Anforderungen an die Nutzung einer Stromdirektheizung .................. 11\r\n§ 71f GEG: Anforderungen an Biomasse ................................................................. 11\r\n§ 71h GEG: Anforderungen an eine Wärmepumpen- oder eine Solarthermie-Hybridheizung ............................................................................................... 12\r\n§ 71j GEG: Zukünftiger Anschluss an ein neues oder noch auszubauendes Wärmenetz ................................................................................................... 12\r\n§ 71k GEG: Übergangsfristen bei einer Heizungsanlage, die sowohl Gas als auch Wasserstoff verbrennen kann; Festlegungskompetenz ............................... 13\r\n§ 71o GEG: Regelungen zum Schutz von Mietern ................................................... 15\r\n§ 89 GEG: Fördermittel ............................................................................................ 15\r\n§ 96 GEG: Private Nachweise ................................................................................... 15\r\n§ 102 GEG: Befreiungen ........................................................................................... 15\r\nFazit des BDEW-Vorschlags: ..................................................................................... 16\r\n3 Anhang (informativ) ......................................................................................... 17\r\nSeite 3 von 17\r\n1 Hintergrund und Grundsätze\r\nIm Koalitionsvertrag hat die Regierung vereinbart, das „Heizungsgesetz abzuschaffen“ und das neue GEG „technologieoffener, flexibler und einfacher“ zu machen. Der BDEW teilt die Forde-rung, die Vorgaben des GEG deutlich zu vereinfachen, praxistauglicher und markttauglicher auszugestalten, sodass die Wärmewende gelingen kann. Damit die klimapolitischen Ziele, die die Bundesregierung nochmals explizit bekräftigte, im Gebäudesektor erreichbar werden, muss gleichzeitig die Modernisierung des Heizungsbestandes auf Basis von ambitionierten An-forderungen an erneuerbare und klimaneutrale Energien in neuen Heizungsanlagen weiter-verfolgt werden.\r\nZiel des GEG – auch als nationale Umsetzung des EPBD – ist es nach § 1 Abs. 1 GEG, „einen we-sentlichen Beitrag zur Erreichung der nationalen Klimaschutzziele zu leisten. Dies soll durch wirtschaftliche, sozialverträgliche und effizienzsteigernde Maßnahmen zur Einsparung von Treibhausgasemissionen sowie der zunehmenden Nutzung von erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme für die Energieversorgung von Gebäuden erreicht werden.“\r\nDer BDEW rät von einer vollständigen „Abschaffung“ der am 1. Januar 2024 in Kraft getrete-nen §§ 71 ff. GEG ab und setzt sich für eine Vereinfachung bzw. teilweise Neufassung in Anleh-nung der wesentlichen Inhalte der §§ 71 ff. GEG ein. Für die Energiewirtschaft und Gebäudeei-gentümer ist im Bereich der Wärmewende jetzt insbesondere Planungssicherheit, Verlässlich-keit und Klarheit wichtig.\r\nFür die vereinfachte, praxistaugliche Anwendbarkeit der Regelungen der §§ 71 ff. GEG stehen aus Sicht des BDEW folgende Aspekte im Vordergrund:\r\n›\r\nFür die Erreichung der Klimaziele ist der Gebäudesektor zentral. Das energiewirtschaftli-che Dreieck aus Bezahlbarkeit, Versorgungssicherheit und Klimaschutz muss auch im Ge-bäudebereich mehr Berücksichtigung finden. Generell gilt, dass nur mit schneller Klärung, wie die „Abschaffung des Heizungsgesetzes“ und die Einführung eines überarbeiteten GEG zu verstehen sind, Sicherheit und Stabilität für alle Marktakteure gewährleistet werden können. Dabei müssen die Transformationskosten für Bürgerinnen und Bürger erschwing-lich bleiben, während für die Gesamtkosten ein volkswirtschaftlich optimales Niveau gefun-den werden muss.\r\n›\r\nEine Entwicklung zu Heizsystemen, die mit erneuerbaren und dekarbonisierten Energien betrieben werden können, muss vorangetrieben werden.\r\n›\r\nDie §§ 71 ff. GEG sind zu kürzen, verständlicher auszugestalten, zu vereinfachen und zu entbürokratisieren. Insgesamt sollte ein Fokus darauf gelegt werden, dass erkennbar ist, welche Pflichten ab wann für wen gelten und wie diese erfüllt werden können. Überflüssige\r\nSeite 4 von 17\r\nparallele Regelungen bzw. Doppelstrukturen müssen verhindert bzw. beseitigt werden.\r\nDies gilt idealerweise auch für zusätzliche, abweichende Länderregelungen.\r\n›\r\nDas für den Gebäudeeigentümer verbindliche Gebäudeenergiegesetz und die rechtlich unverbindliche kommunale Wärmeplanung nach dem Wärmeplanungsgesetz sind besser aufeinander abzustimmen. Dies schafft Planungssicherheit für alle Beteiligten. Dies betrifft Begriffsbestimmungen, die im gleichen Anwendungsfall nicht kongruent sind, sowie Fris-tenregelungen, die unterschiedlich ausgestaltet sind. Außerdem ist – auch in zukünftigen Überarbeitungen des GEG – sicherzustellen, dass der vorliegende Wärmeplan neben den Transformations- und Dekarbonisierungsfahrplänen der Infrastrukturbetreiber die Grund-lage und Informationsquelle für Gebäudeeigentümer ist, welche Heizungsart sich in ihrem Gebiet bereits jetzt oder zukünftig eignet. Bis zum Vorliegen der vorgenannten Pläne darf dies aber nicht zu Attentismus führen.\r\n›\r\nDie §§ 71 ff. GEG sollten adressatengerechter ausgestaltet werden. Im GEG sollten mög-lichst nur solche Vorgaben enthalten sein, die Gebäudeeigentümer als Verantwortliche ad-ressieren. Vorgaben, die sich an Infrastrukturbetreiber wie bspw. Gasnetzbetreiber oder Wärmenetzbetreiber richten oder Vorgaben zur Dekarbonisierung der Wärmenetze enthal-ten, sollten stattdessen z. B. im Wärmeplanungsgesetz (WPG) oder Energiewirtschaftsge-setz (EnWG) aufgenommen werden. Dies betrifft insbesondere die Übergangsregelung des § 71 k GEG. Der BDEW fordert, die verbindlichen Fahrpläne (FAUNA) aus § 71 k GEG zu streichen und stattdessen auf die im EnWG zeitnah umzusetzenden Transformations- und Entwicklungspläne nach Art. 56 und 57 EU-GasRL zu verweisen. Die Transformations- und Entwicklungspläne vermeiden eine unnötige Parallelstruktur zur ohnehin bis spätestens 2026 verbindlich umzusetzenden EU-Gasbinnenmarktrichtlinie und reduzieren den Auf-wand für Netzbetreiber, Kommunen und Verwaltung erheblich.\r\n›\r\nDie nationale Umsetzung der EPBD steht derzeit noch aus. Dies gilt insbesondere hinsicht-lich der Definitionen (z.B. Nullemissionsgebäude, Gesamtenergieeffizienz und Lebenszyk-lusanalyse) und der künftigen Ausgestaltung der Steuerungsgröße. Dies ist noch weitge-hend unklar, komplex und beeinflusst neben Gebäudebilanzierung auch die Renovierungs-pläne sowie das Zusammenspiel von Effizienz und erneuerbaren/klimaneutralen Energie-trägern.\r\nParallel und in einem getrennten Prozess zur hier vorgesehenen Positionierung hat der BDEW einen Gutachten-Prozess zur Unterstützung bei der BDEW-Positionierung der EPBD-Umsetzung angestoßen („Optionen und Notwendigkeiten der Umsetzung der EPBD für eine Vereinfachung/Neuregelung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG)“). Die Ergebnisse aus die-sem Prozess werden die GEG-Positionierung vom Sommer 2025 ergänzen.\r\nSeite 5 von 17\r\n›\r\nEs sollte eine Überprüfungsmöglichkeit – z. B. im Jahr 2030 – eingeführt werden, ob mit den Maßnahmen der §§ 71 ff. GEG die Klimaschutzziele des Gebäudesektors erreicht wer-den können oder anzupassen sind.\r\n2 Vorbereitende Positionierung im Einzelnen\r\n§ 3 GEG Begriffsbestimmungen\r\nDer BDEW spricht sich für eine Überarbeitung und Präzisierung der Begriffsbestimmungen in § 3 GEG aus, da in der aktuellen Fassung Unschärfen und Inkonsistenzen bestehen – insbeson-dere im Vergleich zu anderen relevanten Gesetzen wie dem WPG.\r\nWasserstoffarten\r\nEine Anpassung des § 3 GEG ist insbesondere hinsichtlich der verschiedenen Wasserstofffar-ben bzw. -arten erforderlich. Diese sind in GEG und WPG sowie auch im EnWG für denselben Einsatz bisher unzureichend und unterschiedlich geregelt. Zentrale Begriffsbestimmungen soll-ten im EnWG geregelt werden, sodass GEG und WPG darauf verweisen können.\r\nDie Definitionen sollten insgesamt sowohl erneuerbaren als auch kohlenstoffarmen Wasser-stoff mit seinen verschiedenen Herstellungsarten abbilden.\r\n›\r\nDer BDEW schlägt vor, die Definition des blauen Wasserstoffs1 in § 3 Abs. 1 Nr. 4 a GEG wie folgt zu fassen:\r\n„blauer Wasserstoff“ Wasserstoff, der durch Reformation oder Pyrolyse aus Erdgas herge-stellt wird und der den nach Maßgabe der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 der Kommission vom 4. Juni 2021 zur Ergänzung der Verordnung (EU) 2020/852 des Europäi-schen Parlaments und des Rates […]. Soweit die Europäische Union in einem anderen ver-bindlichen Rechtsakt für die Herstellung von blauem Wasserstoff für die im Rahmen dieses Gesetzes einschlägigen Einsatzfelder andere Nachhaltigkeitsanforderungen vorgibt, sind diese anzuwenden.“\r\nDadurch wird berücksichtigt, dass sich die Definition von blauem Wasserstoff durch den noch zu erlassenden Delegierten Rechtsakt Low-Carbon-Hydrogen (LCH) ausweiten wird\r\n1 In diesem Papier wird zunächst an den Farbendefinitionen des Wasserstoffs festgehalten. Mit Bezug auf die De-legierten Rechtsakte der EU-Kommission wäre die Bezeichnung „kohlenstoffarmer Wasserstoff“ zukünftig ange-brachter und müsste im GEG durchgehend angepasst werden. Gleiches gilt für das WPG.\r\nSeite 6 von 17\r\nund dieser nicht mehr nur Wasserstoff umfasst, der aus Erdgas-Reformation oder -Pyrolyse gewonnen wird.\r\n›\r\nDer BDEW schlägt vor, die Definition des grünen Wasserstoffs2 in § 3 Abs. 1 Nr. 13 b GEG auch für das WPG zu nutzen, bzw. besser dies übergreifend im EnWG zu regeln.\r\nHinweis zum WPG:\r\nDementsprechend schlägt der BDEW vor, die Definition in § 3 Abs. 1 Nr. 15 j WPG wie folgt zu fassen (oder die Formulierung des § 3 Abs. 2 Nr. 6 i. V. m. § 3 Abs. 1 Nr. 13 b GEG zu übernehmen):\r\n„aus grünem Wasserstoff im Sinne des § 3 Abs. 1 Nr. 13 b des Gebäudeenergiegesetzes in der am 1. Januar 2024 geltenden Fassung“.\r\nZudem kann der Hinweis „Methan, das aus grünem Wasserstoff und biogenem oder atmo-sphärischem Kohlendioxid hergestellt ist, oder Kombinationen hiervon auch mit Beimi-schung von grünem Wasserstoff,“ in diesem Zuge aus § 3 Abs. 1 Nr. 15f WPG entfallen.\r\n›\r\nAus § 3 Abs. 2 Nr. 5 und 6 GEG geht hervor, dass unter den Begriff der erneuerbaren Ener-gien Biomasse und grüner Wasserstoff oder die daraus hergestellten Derivate fallen. Nicht geregelt ist, ob damit auch synthetisches Methan als erneuerbare Energie nach dem GEG zählt. Da synthetisches Methan im WPG (§ 3 Abs. 1 Nr. 15 f und j WPG) unter den Begriff der erneuerbaren Energien fällt, sollte dies im GEG entsprechend klargestellt werden.\r\n›\r\nOranger Wasserstoff ist im GEG nicht definiert und aufzunehmen. Im WPG findet sich die Definition in § 3 Abs. 1 Nr. 8 WPG, der Wasserstoff aus Biomasse und unter Verwendung von Strom aus Anlagen der Abfallwirtschaft beschreibt. Dieser sollte im GEG dem grünen Wasserstoff nach § 3 Abs. 1 Nr. 13b GEG (bzw. RFNBO-konformen Wasserstoff) gleichge-stellt werden.\r\nIdentische Begriffsbestimmungen in GEG und WPG\r\n›\r\nGEG und WPG sollten dieselben Begrifflichkeiten nutzen. Diese sind zentral im WPG zu nor-mieren. Das betrifft u. a die Regelungen zu:\r\n2 In diesem Papier wird zunächst an den Farbendefinitionen des Wasserstoffs festgehalten. Mit Bezug auf die De-legierten Rechtsakte der EU-Kommission wäre die Bezeichnung „erneuerbarer Wasserstoff nicht biogenen Ur-sprungs / RFNBO konformer Wasserstoff “ zukünftig angebrachter und müsste im GEG durchgehend angepasst werden. Gleiches gilt für das WPG.\r\nSeite 7 von 17\r\no\r\nAltholz; hier sind die Regelungen des WPG ins GEG zu übernehmen. Die Altholzarten AIII und AIV sollten im GEG als Erneuerbaren Energien benannt werden, entsprechend der Begriffsbestimmung im WPG (§ 3 Abs. 1 Nr. 15 e WPG).\r\no\r\nGrubengas; auch hier sind die Regelungen aus dem WPG ins GEG zu übernehmen. Nach § 3 Abs. 2 WPG ist Wärme, die aus Grubengas erzeugt wird, der Wärme aus er-neuerbaren Energien gleichgestellt. Dazu zählt als Folgeänderung für die Anlagen 4 und 9 des GEG insbesondere auch, dort für Grubengas entsprechend Emissions- und Primärenergiefaktoren festzulegen.\r\n§ 3 Abs. 1 Nr. 9a GEG:\r\nZu kritisieren ist die Definition des Gebäudenetzes in § 3 Abs. 1 Nr. 9 a GEG, das als Netz zur ausschließlichen Versorgung mit Wärme und Kälte von mindestens zwei und bis zu 16 Gebäu-den und bis zu 100 Wohneinheiten definiert ist. Aufgrund der engen Begriffsbestimmung des § 3 Abs. 1 Nr. 9a GEG liegt ein Wärmenetz bereits dann vor, wenn zwei Gebäude mit 101 Wohneinheiten mit Wärme versorgt werden. Dies ist nicht sachgerecht, weil Contractinglö-sungen für einzelne Gebäude oftmals auf eine spezifische Technologie bzw. Wärmeträger aus-gerichtet sind, deren Dekarbonisierung eine vollständige Umstellung auf eine andere Techno-logie erfordert. Damit unterscheiden sie sich grundlegend von beispielsweise leitungsgebun-denen Wärmenetzen, die die Einspeisung von erneuerbaren Energien und Abwärme sukzes-sive vornehmen können. Der BDEW schlägt daher vor, die Definition des Gebäudenetzes anzu-passen. Bei einer Anpassung des GEG muss dann auch die gleichlautende Definition in den BEW-/BEG-Förderrichtlinien angepasst werden. Um Abgrenzungsprobleme zu vermeiden, sollte statt einer quantitativen eine qualitative Definition für des Gebäudenetz gewählt wer-den.\r\n§ 3 Abs. 1 Nr. 30 a GEG: Unvermeidbare Abwärme\r\nEs ist sicherzustellen, dass der Begriff der unvermeidbaren Abwärme i. S. d. § 3 Abs. 1 Nr. 30 a GEG einheitlich über die verschiedenen Gesetze geregelt wird. Zentral ist dabei auch, dass unvermeidbare Abwärme als oder gleichwertig mit erneuerbaren Energien anerkannt wird.\r\n§ 15 GEG: Gesamtenergiebedarf / Referenzgebäude\r\nDie Einführung des EH-55-Standards hat sich in den letzten Jahren bereits als Neubaustandard am Markt etabliert. Eine weitere Verschärfung dieses Standards auf EH 40 sollte nur bei Nach-weis der Wirtschaftlichkeit/Kostenoptimalität dieser Bauweise erfolgen.\r\nSeite 8 von 17\r\nIm Rahmen der EPBD-Umsetzung sollte in das GEG ein baubares Referenzgebäude eingeführt werden.\r\nAlternativer Vorschlag zum Referenzgebäude\r\nDazu wird der BDEW im Rahmen des zeitnah verfügbaren Gutachtens zu Umsetzungsoptionen der EPBD-Novelle Vorschläge unterbreiten.\r\n§ 22 GEG i. V. m Anlagen 4 und 9 (Primärenergiefaktoren und THG-Emissionswerte)\r\nEs muss dringend eine Aktualisierung der Primärenergiefaktoren und der Werte der THG-Emissionen zwischen GEG und der zeitnah verfügbaren DIN TS 18599:2025 erfolgen. Die DIN-Werte sind in das GEG zu übernehmen (wenn ein dynamischer Verweis nicht gewünscht/zuge-lassen ist), auch für Biomethan, Wasserstoff und Holzhackschnitzel. Aktuell sind beispielsweise für Wasserstoff keine energetischen Kennwerte für die Bilanzierung gemäß GEG enthalten. Für Strom und Biomethan sind veraltete Werte im GEG enthalten.\r\nFür Holzhackschnitzel ist aktuell kein Wert vorhanden. Nur für Pellets ist ein Wert von 0,2 an-gegeben, der die Trocknung für Pellets beinhaltet. Für Holzhackschnitzel ohne Trocknung sollte ein Wert von 0,1 für GEG und DIN angesetzt werden.\r\nBegründung:\r\nDer aktuelle Stand der fehlenden und veralteten Werte führt dazu, dass effiziente Systeme und/oder Systeme auf Basis Erneuerbarer Energien nicht oder unzureichend bilanziert und so-mit nicht gebaut werden können.\r\nZudem sollten die Bilanzgrenzen für die Bestimmung von CO2-Werten für alle Energieträger und mit Blick auf weitere Berichtspflichten (u. a. BEHG, CSRD) vereinheitlicht/harmonisiert werden.\r\n§§ 71 ff. GEG\r\nEine zentrale Anpassung am System der §§ 71 ff. GEG sollte darin bestehen, die Einzelerfül-lungsoptionen in §§ 71 b bis 71 h GEG so weit wie möglich aufzulösen bzw. stark zu kürzen. Stattdessen können in § 71 Abs. 3 GEG die Heizungsarten genannt werden, mit denen die Vor-gabe des § 71 Abs. 1 GEG erfüllt werden kann. So wäre auf einen Blick erkennbar, welche Hei-zungsanlagen der Gebäudeeigentümer einbauen kann, um § 71 GEG zu erfüllen.\r\nSeite 9 von 17\r\nDer BDEW schlägt dementsprechend nachfolgend einige Vereinfachungen und Verbesserun-gen vor.\r\n§ 71 GEG: Anforderungen an eine Heizungsanlage\r\nEine erste Vereinfachung sollte in § 71 Abs. 8 und 10 GEG geschaffen werden, sodass Gebäu-deeigentümer die für sie zentralen Informationen schnell und verständlich erfassen können. Der BDEW empfiehlt, die Absätze 8 und 10 zugunsten einer besseren Lesbarkeit und Ver-ständlichkeit weiter oben in der Vorschrift aufzunehmen. In einem § 71 Abs. 1 oder 2 sollte knapp und verständlich geregelt werden, dass\r\n-\r\nBestandsgebäude, die in einer Kommune mit mehr als 100.000 Einwohnern liegen, mit Ablauf des 30. Juni 2026 die Vorgaben des Abs. 1 erfüllen müssen, wenn ihre Heizung ausgetauscht werden soll/ muss.\r\n-\r\nBestandsgebäude, die in einer Kommune mit weniger als 100.000 Einwohnern liegen, mit Ablauf des 30. Juni 2028 die Vorgaben des Abs. 1 erfüllen müssen, wenn ihre Hei-zung ausgetauscht werden soll/ muss.\r\n-\r\nDies gilt unabhängig davon, ob die Wärmepläne in der jeweiligen Kommune bereits vorliegen oder nicht.\r\n-\r\nDass diese Vorgabe auch für Neubauten gilt, die eine Baulücke füllen, sollte in der Vor-schrift in weniger komplizierter Form mitgeregelt werden und nicht in einem separa-ten Abs. 10.\r\nDie Verknüpfung des § 71 Abs. 8 GEG mit den Fristen der kommunalen Wärmeplanung ist sinnvoll und beizubehalten. Gebäudeeigentümer sollen sich als Informationsgrundlage an den veröffentlichten kommunalen Wärmeplänen orientieren können, bevor sie sich eine neue Hei-zungsanlage einbauen.\r\n§ 71 Abs. 8 Satz 3 GEG sollte gestrichen werden. Dort ist geregelt, dass die Anforderungen des § 71 Abs. 1 GEG auch für Bestandsgebäude früher einzuhalten sind, wenn die Kommune bereits vor Ablauf der Frist für die Wärmeplanung (30. Juni 2026 bzw. 2028) eine Auswei-sungsentscheidung über ein neues Wärmenetz oder ein Wasserstoffnetzausbaugebiet gem. §§ 26, 27 WPG getroffen hat. Diese Regelung führt in der Praxis vermehrt zu Verunsicherun-gen. Der BDEW hat verschiedentlich davon Kenntnis erhalten, dass Kommunen von einer Ver-öffentlichung ihrer finalisierten Wärmepläne absehen, weil davon ausgegangen wird, dass schon durch die Veröffentlichung der Wärmepläne die Umsetzungsfristen für Gebäudeeigen-tümer verkürzt wird. Dies hemmt nur die erfolgreiche Umsetzung des Wärmeplanungsgeset-zes, ohne den §§ 71 ff. GEG zu dienen.\r\nSeite 10 von 17\r\n§ 71 Abs. 9 GEG bestimmt, dass Gasheizungen, die seit dem 1. Januar 2024, aber bis zum 30. Juni 2026 bzw. 30. Juni 2028 eingebaut werden, schrittweise auf erneuerbare Energien umzustellen sind.\r\n-\r\nAb dem 1. Januar 2029 müssen mindestens 15 %,\r\n-\r\nab dem 1. Januar 2035 müssen mindestens 30 %\r\n-\r\nund ab dem 1. Januar 2040 müssen mindestens 60 % der mit der Anlage bereitgestell-ten Wärme aus Biomasse oder grünem oder blauen Wasserstoff entsprechend der an-zupassenden Begriffsdefinitionen nach § 3 GEG (vgl. oben) erzeugt werden.\r\nIn der Regelung ist klarzustellen, dass es sich bei den prozentualen Angaben nicht um physisch in der Gasheizung verbrannte Moleküle handelt, sondern dass der (bilanzielle) Liefervertrag ausschlaggebend für die Erfüllung der Vorgabe ist.\r\nDer BDEW vertritt die Auffassung, dass diese Regelung in Gebieten, die in der Wärmeplanung der planungsverantwortlichen Stelle als Prüfgebiet oder Wasserstoffnetzausbaugebiet einge-teilt sind, auch nach 2026/2028 hinaus gelten sollte. Durch den geforderten Ersatz des FAUNA-Prozesses durch die Transformationsplanung nach Artikel 56/57 GasRL werden ver-bindliche Pläne der Netzbetreiber voraussichtlich spätestens bis 2032 vorliegen. Entsprechend schlägt der BDEW vor, die „Biogastreppe“ i. S. d. § 71 Abs. 9 GEG in Prüfgebieten und Wasser-stoffnetzausbaugebieten zu verlängern, bis die Transformationspläne nach Art. 57 GasRL vor-liegen. Dadurch wird mehr Sicherheit über die zukünftige Versorgungsoptionen bestehen. In Wärmenetzgebieten ist die „Biogastreppe“ über 2026/2028 hinaus aber nicht mehr nutzbar.\r\nIn § 71 Abs. 11 GEG ist klarzustellen, dass die Beratungspflicht nicht für erneuerbare Brenn-stoffe, wie beispielsweise Holz, gilt.\r\n§ 71b GEG: Anschluss an bestehende oder neue Wärmenetze\r\nDie Erfüllungsoption „Anschluss an ein Wärmenetz“ ist einfacher zu fassen, um für Gebäudeei-gentümer handhabbar und verständlich zu sein. § 71 b GEG gibt im Kern vor, wie neue und auszubauende Wärmenetze zu dekarbonisieren sind. Sie gibt die §§ 3 Abs. 1 Nr. 7, 29, 30 WPG wieder, ohne aber hierauf explizit zu verweisen. Dadurch wird die Vorschrift lang und unüber-sichtlich.\r\nDer BDEW schlägt daher vor:\r\n-\r\nDer § 71 b GEG ist zu streichen; stattdessen ist in § 71 Abs. 3 GEG die Erfüllungsoption wie folgt zu fassen:\r\n„Hausübergabestation zum Anschluss an ein neues Wärmenetz nach Maßgabe des § 30 WPG oder an ein bestehendes Wärmenetz nach Maßgabe des § 29 WPG“.\r\nSeite 11 von 17\r\n-\r\nAlternativ kann § 71 b GEG bestehen bleiben, aber ist stark zu kürzen und zu vereinfa-chen. Die Legaldefinition eines neuen Wärmenetzes in § 71b Abs. 1 GEG kann gestri-chen werden; stattdessen kann auf die Legaldefinition „neues Wärmenetz“ und die An-forderungen an neue Wärmenetze im Wärmeplanungsgesetz ausdrücklich verwiesen werden (§§ 3 Abs. 1 Nr. 7, 30 WPG).\r\n-\r\nAuch in § 71 b Abs. 2 GEG kann explizit auf die Anforderungen an bestehende Wärme-netze nach Wärmeplanungsgesetz verwiesen werden (§ 29 WPG).\r\n§ 71 d GEG: Anforderungen an die Nutzung einer Stromdirektheizung\r\nDie Regelung kann einfacher gefasst werden, um handhabbarer und praxistauglicher zu sein. Dies kann beispielsweise im Bestand über Kennwerte [beispielsweise kWh/m²a] ohne auf-wendige Gebäudebilanzierung erfolgen.\r\n§ 71 f GEG: Anforderungen an Biomasse\r\nFür den Nachweis, dass mindestens 65 Prozent der mit der Heizungsanlage bereitgestellten Wärme aus gasförmiger Biomasse erzeugt werden, bedarf es eines massenbilanziellen Nach-weises und dem Nachweis des Technologiebonus (nach Anlage 1 Nummer 1 Buchstabe a bis c des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 25. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2074) in der am 31. Juli geltenden Fassung).\r\nFür die Erzeugung von gasförmiger Biomasse aus Anlagen, die nach dem 31. Dezember 2023 in Betrieb genommen werden, gilt zusätzlich ein Mais- und Getreidekorndeckel von 40 Mas-seprozent als Voraussetzung. Dieses in Abs. 4 geregelte Kriterium stellt i. d. R. eine Überregu-lierung dar, da gasförmige Biomasse für die Wärmeerzeugung für die Befreiung von der natio-nalen CO2-Bepreisung die Nachhaltigkeitskriterien i. S. d. der EU RL 2018/2001, sowie einen spezifischen Emissionswert von kleiner 21,6 g CO2-Äq. /MJ erreichen muss. Durch diese vorge-schriebene THG-Minderung werden bereits Anlagen in ihrem Einsatz von nachwachsenden Rohstoffen und Mais beschränkt. Diese Anlagen sollten über § 71 f Abs. 4 GEG nicht doppelt nachweisen müssen, dass sie den Maisdeckel einhalten. Der BDEW fordert daher, dass die in Abs. 4 enthaltenen Anforderungen an den Maisdeckel nicht anwendbar sein sollen, wenn die eingesetzte gasförmige Biomasse bereits mit Nachhaltigkeitsnachweisen ausgestattet ist, die mit den Vorgaben der RED bzw. der nationalen Umsetzung in der Biomassestrom-Nachhaltig-keitsverordnung übereinstimmen.\r\nErgänzend mahnt der BDEW in diesem Zusammenhang an, dass eine Zusammenführung oder mindestens bessere Verzahnung der einzelnen Register (Biogasregister der dena, Nabisy der BLE, zukünftig außerdem das HKNR des UBA sowie die UDB der EU) notwendig ist, um die\r\nSeite 12 von 17\r\nvorherrschende Komplexität zu reduzieren, und dass geklärt werden muss, welche Rolle ggf. das Herkunftsnachweisregister des UBA zukünftig im GEG-Kontext spielen kann.\r\n§ 71 h GEG: Anforderungen an eine Wärmepumpen- oder eine Solarthermie-Hybridhei-zung\r\nEine sinnvolle und gute Möglichkeit, die Vorgaben des § 71 Abs. 1 GEG gerade im Bestand-Mehrfamilienhäusern zu erfüllen, ist der Einbau einer Hybridheizung. Dies wird uns aus zahl-reichen Praxisbeispielen immer wieder bestätigt.\r\nBei den Anforderungen an Wärmepumpen- oder eine Solarthermie-Hybridheizung in § 71 h sollten auch dezentrale KWK-Technologien wie BHKW oder Brennstoffzellen als zulässige Opti-onen für die Spitzenlasterzeugung aufgenommen werden.\r\nEs sollte klargestellt werden, dass die Wärme aus einer Wärmepumpe – unabhängig vom ein-gesetzten Strom - zu 100 % als Erneuerbare Wärme zu betrachten ist. (Anmerkung: Dies ent-spricht der allgemeinen aktuellen Auslegung und ist BDEW-Position, wird aber im Rahmen der Umsetzung der EPBD-Novelle erneut diskutiert werden.)\r\nWünschenswert wäre eine einheitliche Regelung / Abgleich von Anteilen der Wärmepumpe in GEG und BEG-Förderung.\r\n§ 71 j GEG: Zukünftiger Anschluss an ein neues oder noch auszubauendes Wärmenetz\r\n§ 71 j GEG ermöglicht es Gebäudeeigentümern, übergangsweise eine Heizung einzubauen, die nicht den Vorgaben des § 71 Abs. 1 oder 9 GEG entspricht. Sie soll ermöglichen, dass sich Ge-bäudeeigentümer an ein in Aussicht stehendes, noch neu- oder auszubauendes Wärmenetz anschließen lassen können. Dieser Ansatz ist zwar im Grundsatz zu unterstützen, konnte aber mit der aktuellen Fassung des § 71 j GEG nicht realisiert werden. Die erforderlichen Zusiche-rungen können die meisten Wärmenetzbetreiber nicht den Gebäudeeigentümern gewähren.\r\nVor diesem Hintergrund sind folgende Anpassungen erforderlich: Bestehende Wärmenetze, die ausgebaut werden, sind gemäß des in § 29 WPG definierten Pfades zu dekarbonisieren (d. h., ab 1. Januar 2030 müssen Wärmenetze zu mindestens 30 % aus erneuerbaren Energien, unvermeidbarer Abwärme oder einer Kombination hieraus gespeist werden und ab 1. Ja-nuar 2040 zu mindestens 80 %). § 71 j GEG gibt aber vor, dass ein auszubauendes Wärmenetz innerhalb von zehn Jahren, d. h. potenziell auch ab 30. Juni 2036, zu 65 % aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme gespeist werden muss. Damit werden an beste-hende, noch auszubauende Wärmenetze höhere Anforderungen gestellt, wenn ein zukünfti-ger Anschluss erfolgen soll (§ 71 j GEG), als nach § 71 b GEG für einen unmittelbaren Anschluss an ein bestehendes Wärmenetz. Für die höheren Anforderungen in § 71 j GEG gibt es keinen\r\nSeite 13 von 17\r\nerkennbaren Grund. Ein Gleichlauf der Vorschriften §§ 71 b und § 71 j GEG mit den §§ 29 und 30 WPG sollte hergestellt werden.\r\nAußerdem ist die Haftungsklausel in § 71 j Abs. 4 GEG zu streichen. Wärmenetzbetreiber und Gebäudeeigentümer müssen nach § 71 j GEG ohnehin einen Vertrag schließen, der dann auch Fragen der Haftung behandeln kann, sollte der Liefervertrag innerhalb von zehn Jahren nicht erfüllt werden; einer gesetzlichen Regelung bedarf es nicht.\r\n§ 71 k GEG: Übergangsfristen bei einer Heizungsanlage, die sowohl Gas als auch Wasser-stoff verbrennen kann; Festlegungskompetenz\r\nDer BDEW setzt sich dafür ein, die Pflicht zur Erstellung eines verbindlichen Fahrplans in § 71 k GEG zu streichen und stattdessen auf die Transformations- und Entwicklungspläne nach Art. 56, 57 GasRL zu verweisen, wenn sie in das nationale Recht umgesetzt sind.\r\nDer BDEW spricht sich erneut für eine zeitnahe Umsetzung der EU-Richtlinie 2024/1788 über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff (GasRL) sowie weiterer für die Transformation der Gasnetze erforderlicher Regelungen aus.\r\nMit Umsetzung der GasRL werden auch Vorgaben zur Erstellung von sog. Transformations- und Entwicklungsplänen (Art. 56 und 57 GasRL) in das EnWG aufgenommen, die die Grundlage für die integrierte Transformationsplanung der Gasverteilernetze bilden werden. Die Erstel-lung der Transformationspläne wird verpflichtend sein. Plant ein Gasverteilernetzbetreiber die Umstellung seiner Infrastruktur auf Wasserstoff oder die Etablierung neuer Wasserstoffnet-zinfrastrukturen, muss er dies im Rahmen seines Transformations- und Entwicklungsplans nach Art. 56, 57 GasRL darlegen und den Plan der zuständigen Behörde vorlegen.\r\nDie Streichung der Fahrplanpflicht nach § 71 k GEG und die Aufnahme der Transformations- und Entwicklungspläne nach Art. 56, 57 GasRL trägt maßgeblich zur Entbürokratisierung und zur Beschleunigung der Wärmewende bei. Sie vermeiden eine unnötige Parallelstruktur und reduzieren den Aufwand für Netzbetreiber, Kommunen und Verwaltung erheblich. Fahrpläne nach FAUNA setzen eine komplexe Planung und Nachweisführung gemeinsam mit der pla-nungsverantwortlichen Stelle voraus, die Kommunen in der Regel nicht leisten können.\r\nWeiterhin ist aus § 71 k Abs. 1 Nr. 1 GEG zu streichen, dass die planungsverantwortliche Stelle das betroffene Gebiet als Wasserstoffnetzausbaugebiet ausgewiesen haben muss. Diese zu-sätzliche Anforderung erhöht den Aufwand für Kommunen und kann die Transformation ver-langsamen. Sie hat nach der Streichung der verbindlichen Fahrpläne (FAUNA) aus § 71k GEG auch keinen zusätzlichen Nutzen oder Schutzfunktion für Gebäudeeigentümer.\r\nDie Transformations- und Entwicklungspläne nach Art. 56, 57 GasRL haben gegenüber den verbindlichen Fahrplänen nach § 71 k GEG den Vorteil, dass sie systematisch richtig in den\r\nSeite 14 von 17\r\nRahmen des EnWG eingebettet werden und ausschließlich und entflechtungskonform den Gasverteilernetz- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber adressieren. Die Planungsvorschrif-ten stellen sicher, dass eine enge Zusammenarbeit mit den zuständigen Infrastrukturbetrei-bern Gas, Strom, Wasserstoff sowie Fernwärme- und Fernkälte erfolgt. Die Pläne sind außer-dem auf die jeweils geltenden Wärmepläne zu stützen. Insbesondere muss der Netzentwick-lungsplan Gas und Wasserstoff gem. § 15 a EnWG in den Transformations- und Entwicklungs-plänen angemessen berücksichtigt werden.\r\nWird in § 71 k GEG auf die Transformations- und Entwicklungspläne nach Art. 56, 57 GasRL ab-gestellt, muss auch wegfallen, dass die Pläne bis zum 30. Juni 2028 vorzulegen sind. Der BDEW hat bereits in seiner Stellungnahme zur FAUNA-Festlegung kritisiert, dass diese Frist ohnehin nur in Ausnahmefällen einhaltbar ist; sie fällt mit der Frist zusammen, bis zu der Kommunen unter 100.000 Einwohner überhaupt erst ihre Wärmeplanung abgeschlossen haben müssen. Bis zu dieser Frist werden auch die Transformations- und Entwicklungspläne noch nicht flä-chendeckend vorliegen können.\r\nDie Frist ist ohnehin nicht erforderlich; weder Gebäudeeigentümer noch Netzbetreiber oder Kommunen profitieren davon oder werden geschützt. Der Einbau einer wasserstofffähigen Gasheizung setzt nach § 71 k GEG das Vorliegen eines Plans voraus. Gemäß dem BDEW-Vor-schlag können sich Gebäudeeigentümer eine wasserstofffähige Heizung einbauen, wenn ein Transformations- und Entwicklungsplan nach Art. 56, 57 GasRL vorliegt.\r\nDie derzeit in § 71 k Abs. 1 Nr. 1 GEG vorgesehene zusätzliche Ausweisungsentscheidung als Wasserstoffnetzausbaugebiet gem. §§ 26, 27 WPG ist beim Abstellen auf die Transformations- und Entwicklungspläne nicht mehr erforderlich. Die Ausweisungsentscheidung ist ein separa-tes Instrument zum Wärmeplan. Sie bekräftigt die Einteilung eines Wasserstoffnetzgebietes im Wärmeplan und ist eine zusätzliche Entscheidung der Kommune. Dieser zusätzlichen, über den Wärmeplan hinausgehenden Entscheidung bedarf es nicht, wenn in § 71 k GEG anstelle des FAUNA-Fahrplans die Vorlage eines Transformations- und Entwicklungsplans nach Art. 56, 57 GasRL verlangt wird. Dieser wird auf die Wärmeplanung Bezug nehmen müssen und hat hohe Anforderungen zu erfüllen. Eine zusätzliche Ausweisungsentscheidung erhöht den Auf-wand für Kommunen und birgt die Gefahr, die Transformation zu verlangsamen. Wird § 71k Abs. 1 Nr. 1 GEG gestrichen, ist auch eine entsprechende Angleichung der §§ 26, 27 WPG vor-zunehmen. Dies gilt ebenfalls für §§ 9 und 18 WPG.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, § 71 k Abs. 1 Nr. 1 und Abs. 2 bis 5 vollständig zu streichen. Zu-dem ist § 71 k Abs. 6 GEG zu streichen, wonach der Gasverteilernetzbetreiber dem Gebäude-eigentümer Mehrkosten für eine neue Heizung zu erstatten hat, sollte der Anschluss des Ge-bäudes an das Wasserstoffnetzgebiet nicht wie geplant möglich sein. Der Plan nach Art. 56 GasRL wird eine Reihe von konkreten Angaben und Prognosen zur zukünftigen\r\nSeite 15 von 17\r\nWasserstoffversorgung enthalten, die auch die Netzentwicklungspläne Gas und Wasserstoff berücksichtigen müssen. Die zuständige Regulierungsbehörde muss den Plan genehmigen. Sollte eine Wasserstoffversorgung trotz einer ambitionierten Planung nach Art. 56 GasRL nicht zustande kommen, wird dies voraussichtlich immer an Umständen liegen, die der Gasvertei-lernetzbetreiber nicht zu vertreten hat. Eine Haftungsklausel zulasten der Netzbetreiber dürfte mangels hinreichendem Zurechnungszusammenhang damit unverhältnismäßig und da-mit (verfassungs-)rechtswidrig sein.\r\n§ 71 o GEG: Regelungen zum Schutz von Mietern\r\nNach Auffassung des BDEW ist das GEG nicht dazu geeignet, Regelungen zum Mieterschutz zu treffen. Zudem wird die in § 71 o Abs. 1 GEG vorgeschlagene Lösung als wenig praktikabel be-wertet. Der Mieterschutz sollte im Mietrecht (BGB) erfolgen und nicht im GEG; dabei könnten gleichzeitig auch Lösungen für die Wärmeversorgung durch Dritte, die nicht Gebäudeeigentü-mer sind, gefunden werden. So sei hier beispielhaft u. a. auf die dringend zu novellierende WärmeLV hingewiesen.\r\n§ 89 GEG: Fördermittel\r\nIm Sinne des integrierten Ansatzes zur Wärmewende ist es wichtig, dass parallel zu den ange-passten Erfordernissen des GEG die Förderkulisse (u. a. BEG und BEW), vor allem angesichts der langfristigen Planungshorizonte und Betriebsdauern mit entsprechend benötigter Verläss-lichkeit, angepasst wird.\r\n§ 96 GEG: Private Nachweise\r\nEs wird empfohlen Abs. 1, Satz 1, Nr. 3, 4 ,5 und 6 zu streichen, da sie keinen erkennbaren Mehrwert bringen und unnötig Bürokratie aufbauen.\r\nFerner ist Abs. 1 Satz 2 Nr. 3 (Bestätigung des Wärmenetzbetreibers nach § 71 b ) unnötig und zu streichen, da diese Bestätigung gemäß § 71 b schon zum Zeitpunkt des Netzanschlusses notwendig ist. Nach § 96 ist sie dann nach Abschluss der Arbeiten erneut an den Gebäudeei-gentümer zu übermitteln. Sollten Arbeiten an Anlagenteilen durchgeführt werden, die nicht im Eigentum des Gebäudeeigentümers stehen (z. B. Fernwärme oder Contracting), sollte eine Ausnahme der Informationspflicht erfolgen, da der Gebäudeeigentümer nur bedingten Ein-fluss auf diese Umstände haben.\r\n§ 102 GEG: Befreiungen\r\nZur Vermeidung von unnötiger Bürokratie sollte für den Nachweis der unbilligen Härte für den Bereich gebäudetechnischer Anlagen die Nutzung der VDI 2067 ff. „Wirtschaftlichkeit\r\nSeite 16 von 17\r\ngebäudetechnischer Anlagen – Grundlagen der Kostenermittlung“ ausschlaggebend sein. Die Möglichkeit der zuständigen Behörde die Beurteilung durch einen Sachverständigen sollte für den Bereich der gebäudetechnischen Anlagen entfallen.\r\nFazit des BDEW-Vorschlags:\r\nFür Gebäudeeigentümer bedeuten die vorgeschlagenen Änderungen an §§ 71 ff. GEG konk-ret: Wird die Heizung ausgetauscht,\r\n-\r\ngilt § 71 Abs. 9 GEG („Biogastreppe“) auch nach Ablauf des 30. Juni 2026 bzw. 2028 weiter bis zur Vorlage eines Transformationsplans nach Art. 57 GasRL bzw. dessen Umsetzungsvorschrift im EnWG, wenn das Gebäude nach dem kommunalen Wärme-plan in einem Prüfgebiet nach § 3 Nr. 10 WPG oder einem Wasserstoffnetzausbauge-biet nach § 3 Nr. 23 WPG liegt.\r\n-\r\nMuss nach dem 30. Juni 2026 bzw. 2028 die Heizung bei einer Havarie ausgetauscht werden, kann außerdem für fünf Jahre übergangsweise eine Heizung eingebaut wer-den, die z. B. mit fossilem Gas betrieben wird, vgl. § 71 i GEG. Die fünf Jahre beginnen zu laufen, wenn die ersten Arbeiten zum Austausch der Heizung beginnen. D. h., muss die Heizung im Jahr 2029 ausgetauscht werden, kann bis 2034 übergangsweise eine Gasheizung genutzt werden. Dies gilt neben bzw. unabhängig von der geforderten An-passung in § 71 Abs. 9 GEG.\r\n-\r\nEine Gasheizung kann eingebaut werden, wenn mindestens 65 % der mit der Heizung be-reitgestellten Wärme aus (gasförmiger) Biomasse oder grünem oder blauem Wasserstoff einschließlich daraus hergestellter Derivate erzeugt wird, § 71 f GEG.\r\n-\r\nLiegt ein Transformations- und Entwicklungsplan nach Art. 56, 57 GasRL vor, der zukünf-tig den Transport mit Wasserstoff zur Versorgung des Gebäudes durch Lieferanten vor-sieht, kann sich der Gebäudeeigentümer eine wasserstofffähige Gasheizung einbauen und ohne Einhaltung der Anforderungen nach § 71 Abs. 1 oder Abs. 9 zur Wärmeerzeu-gung betreiben, vgl. § 71 k GEG.\r\n-\r\nIst der Aus- oder Neubau eines Wärmenetzes zukünftig geplant und liegen entspre-chende Lieferzusagen des Wärmenetzbetreibers vor, kann sich der Gebäudeeigentümer eine Gasheizung einbauen und ohne Einhaltung der Anforderungen nach § 71 Absatz 1 oder Absatz 9 zur Wärmeerzeugung betreiben, bis er an das zu bauende Wärmenetz an-geschlossen werden kann, vgl. § 71 j GEG.\r\n-\r\nAnderenfalls muss der Gebäudeeigentümer eine andere Erfüllungsoption nach § 71 GEG wählen; hier kann er je nach Beschaffenheit des Gebäudes und der verfügbaren Infra-struktur wählen.\r\nSeite 17 von 17\r\nAuf diese Weise wird für Gebäudeeigentümer ein Regelungsrahmen geschaffen, der praxis-tauglich und rechtssicher den zügigen Einbau wasserstofffähiger Heizungen ermöglicht. Der Verzicht auf komplexe zusätzliche Planungs- und Nachweispflichten schafft Erleichterungen für Netzbetreiber und Kommunen. Die Anpassung erhöht somit die Investitionssicherheit, ver-einfacht die Umsetzung vor Ort und fördert die Umstellung auf klimaneutrale Energieträger im Einklang mit den europäischen Transformationszielen.\r\n3 Anhang (informativ)\r\nAuszug aus dem KoaV (Seite 26 bzw. Zeilen 752-763)\r\n„Für die Erreichung der Klimaziele ist der Gebäudesektor zentral. Bezahlbarkeit, Tech-nologieoffenheit, Versorgungssicherheit und Klimaschutz sind unsere Ziele für die Mo-dernisierung der Wärmeversorgung.\r\nWir werden das Heizungsgesetz abschaffen. Das neue GEG machen wir technologieof-fener, flexibler und einfacher. Die erreichbare CO2-Vermeidung soll zur zentralen Steue-rungsgröße werden.\r\nDen Quartiersansatz werden wir stärken.\r\nDie Sanierungs- und Heizungsförderung werden wir fortsetzen. Die Kosten für energeti-sche Sanierungen ererbter Immobilien werden künftig von der Steuer absetzbar. Die Förderfähigkeit des EH55-Standards wollen wir zeitlich befristet zur Aktivierung des Bauüberhangs wiederherstellen.\r\nDie Verzahnung von GEG und kommunaler Wärmeplanung vereinfachen wir. Die natio-nalen Gebäudeeffizienzklassen im GEG werden mit unseren Nachbarländern harmoni-siert. Spielräume bei der Umsetzung der Europäischen Gebäuderichtlinie (EPBD) schöp-fen wir aus. Für eine Verlängerung der Umsetzungsfristen setzen wir uns ein.“\r\nAnsprechpartnerin/Ansprechpartner\r\nJulia Schneider\r\nFachgebietsleiterin / Abteilung Recht\r\nTelefonnummer: +49 30 300 199-1528\r\njulia.schneider@bdew.de\r\nIngram Täschner\r\nFachgebietsleiter / Abteilung Wärme\r\nTelefonnummer: +49 30 300 199-1034\r\ningram.taeschner@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_COMMITTEES","de":"Gremien","en":"Committees"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-10-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020772","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der EU-Vorgaben zur Energieversorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/40/32/641995/Stellungnahme-Gutachten-SG2511200013.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nSondierung der Europäischen Kommission zur Überarbeitung der EU-Architektur für die Energieversorgungssicherheit\r\nVersionsnummer: 1\r\nSeite 2 von 7\r\nInhalt\r\n1 Bedeutung und Herausforderungen einer sicheren Versorgung mit Energie ........ 3\r\n2 Grundprinzipien der EU-Architektur für die Energieversorgungssicherheit haben sich bewährt ...................................................................................................... 4\r\n3 Intelligente Straffung (Option 1) ist der richtige „Policy“-Ansatz ......................... 6\r\nSeite 3 von 7\r\nDie Europäische Kommission führt aktuell eine Sondierung zur Überarbeitung des EU-Rah-mens für die Energieversorgungssicherheit durch (vor allem mit Fokus auf die beiden Geset-zestexte Gewährleistung der sicheren Gasversorgung sowie Risikovorsorge im Elektrizitätssek-tor). Die geplante Überarbeitung zielt darauf ab, das Energiesystem der EU auf aktuelle und künftige Energiekrisen besser vorzubereiten sowie sicherer und widerstandsfähiger gegenüber diesen Krisen zu machen.\r\nZiel ist es, den EU-Rahmen für Energieversorgungssicherheit (insbesondere in Krisenzeiten) funktionsfähiger zu machen, eine sektorübergreifende Interaktion und grenzüberschreitende Zusammenarbeit zu gewährleisten neu auftretende Bedrohungen für die Energieversorgungs-sicherheit zu bewältigen und die Diversifizierung der Energieversorgung sicherzustellen. Die Europäische Kommission hat den Überarbeitungsprozess im November 2024 mit der EU-Kon-sultation („Fitness Check“) zur Bestandsaufnahme der EU-Architektur zur Versorgungssicher-heit gestartet. Hieran hat sich der BDEW beteiligt (BDEW-Konsultationsantwort).\r\nDer BDEW nimmt hierzu wie folgt Stellung:\r\n1 Bedeutung und Herausforderungen einer sicheren Versorgung mit Energie\r\nSpätestens seit der Energiekrise infolge des russischen Angriffskriegs gegen die Ukraine ist die hohe Bedeutung von Energieversorgungssicherheit des europäischen und deutschen Energie-systems in Politik, Wirtschaft und Gesellschaft umfassend deutlich geworden. Die Energiekrise wurde dank der gemeinsamen Anstrengung der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten und der Europäischen Union (EU) erfolgreich bewältigt. Die Abhängigkeit von russischen Ener-gieträgern in Deutschland und vielen, wenn auch noch nicht allen, EU-Mitgliedstaaten wurde signifikant verringert bzw. überwunde. Dennoch wird die Resilienz des Energiesektors in sei-nen vielen Facetten auch weiterhin einen herausragenden Stellenwert behalten.\r\nSicherheitspolitische Herausforderungen und die neuen geopolitischen und geoökonomischen Realitäten sind ebenso zu berücksichtigen wie der zunehmend fortschreitende Klimawandel mit seinen physischen und gesellschaftlichen Auswirkungen. Unsere Wirtschaft und Gesell-schaft sind komplexen Bedrohungen ausgesetzt, zu welchen auch hybride Angriffe, wie Cy-berangriffe, Sabotage und Spionage, auf die Kritischen Infrastrukturen (KRITIS) gehören.\r\nGleichzeitig werden Deutschland und die EU auch in Zukunft auf Importe von insbesondere gasförmigen Energieträgern angewiesen sein, womit diverse Lieferkettenrisiken einhergehen können. Dabei tragen Gas- und perspektivisch Wasserstoffspeicher wesentlich zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei.\r\nIm Zuge der Transformation hin zu mehr Erneuerbaren Energien werden u.a. Dezentralität und Dargebotsabhängigkeit zunehmen und die Anforderungen an die Energienetze steigen.\r\nSeite 4 von 7\r\nSich daraus ableitende Optionen für ein erhöhtes Maß an Eigenversorgung müssen bei der Be-trachtung der Energieversorgungssicherheit ebenso berücksichtigt werden. Gleichzeitig bedür-fen auch Erfordernisse einer sicheren Versorgung sowie damit verbundener Kosten und Wett-bewerbsfähigkeit der Abwägung.\r\nVersorgungssicherheit – als Teil des energiepolitischen Dreiecks – ist gegeben, wenn das Gleichgewicht zwischen Energieversorgung und Energiebedarf jederzeit sichergestellt werden kann. Davon unberührt bleibt die Tatsache, dass Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit als die beiden anderen Elemente des energiepolitischen Dreiecks immer auch essenzieller Teil ener-giepolitischer Abwägungen sein müssen. Das gewünschte Absicherungsniveau festzulegen, ist eine staatliche Aufgabe. Dabei ist nicht nur mit Blick auf Redundanz der Grundsatz N-1, son-dern auch die Nutzung unterschiedlicher Energieträger und deren Einbettung und Rolle in un-terschiedlichen Sektoren zu berücksichtigen.\r\nAls übergeordneter Zweck kann strategische Souveränität angesehen werden, das heißt, die Fähigkeit, eigene – nationale oder europäische – Interessen zu definieren und gemäß diesen zu handeln, ohne dabei übermäßig von externen Akteuren abhängig und dadurch in seiner Handlungsfähigkeit eingeschränkt zu sein.\r\n2 Grundprinzipien der EU-Architektur für die Energieversorgungssicherheit haben sich bewährt\r\nBei der Weiterentwicklung der EU-Architektur sollten insbesondere die folgenden Grundprin-zipien weiterhin Anwendung finden:\r\n›\r\nZur weiteren Verbesserung der Versorgungssicherheit dient ein Dreiklang aus verstärkter Prävention und besserer Vorbereitung zur Bewältigung eventueller Krisen auf Ebene der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten und der EU sowie dem Schutz bestimmter Bevöl-kerungsgruppen.\r\n›\r\nEnergieversorgungssicherheit liegt im Rahmen ihrer jeweiligen Tätigkeiten und Zuständig-keiten in der gemeinsamen Verantwortung der Energieunternehmen, der Mitgliedstaaten, und ihrer zuständigen Behörden sowie der EU. Dieses dreistufige System – 1) Energieunter-nehmen; 2) Mitgliedstaaten; 3) EU – sollte weiter gestärkt werden.\r\n›\r\nZentrale Bedeutung hat die europäische Dimension. Energieversorgungssicherheit sollte zusammen mit der Stärkung des EU-Energiebinnenmarkts, aber auch mit europäischer In-dustrie-, Handels- und Sicherheitspolitik gedacht werden.\r\n›\r\nZu berücksichtigen ist allerdings auch, dass die Ausgangssituationen wie beispielsweise ge-ographische und geologische Gegebenheiten, Zusammensetzung des Energiemixes und\r\nSeite 5 von 7\r\nVerbrauchsstrukturen der Mitgliedstaaten\r\nunterschiedlich sind. Die EU sollte daher den Rahmen setzen, die Ausgestaltung und rechtliche Umsetzung im Detail jedoch den Mit-gliedstaaten überlassen. Detaillierte Vorgaben auf EU-Ebene, beispielsweise zur Mindest-befüllung von Gasspeichern, werden den nationalen Besonderheiten nicht gerecht.\r\n›\r\nEin kohärenter europäischer Rahmen mit einheitlichen Mindeststandards, Definitionen, Vorkehrungen zu Krisenvorsorge und -management wie auch zur Klimafolgenanpassung, sowie handels-, industrie- und außenpolitischer Begleitung ist positiv und wichtig. Die de-taillierte Ausgestaltung sollte aber den Mitgliedstaaten und der Branche überlassen wer-den.\r\n›\r\nBei der Gestaltung hoheitlicher Eingriffe und Vorgaben müssen die damit einhergehenden gesellschaftlichen Kosten im Blick bleiben. Dabei müssen diese Kosten immer in einem ver-nünftigen Verhältnis zur daraus resultierenden Verbesserung der Versorgungssicherheit stehen.\r\n›\r\nDas Prinzip, marktliche Mechanismen (mit Ausnahme staatlich regulierter Bereiche) so lange wie möglich aufrecht zu erhalten und hoheitliche Eingriffe ausschließlich als ultima ratio einzusetzen, muss gelten.\r\n›\r\nZiel ist es, heute und in Zukunft eine sichere Versorgung mit Energie zu bezahlbaren Preisen zu gewährleisten. Dabei dürfen unterschiedliche Zielsetzungen wie beispielsweise ein poli-tisch gewünschtes Preisniveau und die Gewährleistung von Versorgungssicherheit nicht vermischt werden. In einer akuten Krise sind Preise ein wichtiges Steuerungsinstrument. Dieses darf nicht durch Eingriffe in die freie Preisbildung behindert werden. In Knappheits-situationen steigende Preise wirken durch Anreiz zur Verbrauchsreduzierung stabilisierend und tragen dazu bei, den Bedarf für hoheitliche Eingriffe zu verzögern oder gänzlich zu ver-meiden. Eine gute Vorsorge verursacht Kosten und leistet gleichzeitig aber auch einen Bei-trag zur Dämpfung von Preisspitzen in Krisensituationen.\r\n›\r\nStromnetze spielen ebenfalls eine entscheidende Rolle für die europäische Energiesicher-heit, da sie den kontinuierlichen und zuverlässigen Transport von Elektrizität über Länder-grenzen hinweg gewährleisten und maßgeblich zur Integration Erneuerbarer Energien bei-tragen. Durch eine starke Vernetzung können Energieüberschüsse in einer Region genutzt werden, um Defizite in einer anderen auszugleichen und somit die Stabilität des gesamten europäischen Stromsystems zu erhöhen. Zudem fördern gut ausgebaute Stromnetze den Energiehandel zwischen den Mitgliedsstaaten, was die Abhängigkeit von wenigen Energie-importquellen in die EU verringert. Investitionen in die Strominfrastruktur sind daher we-sentlich, um eine nachhaltige und resiliente Energieversorgung zu sichern. Sie erhöhen die\r\nSeite 6 von 7\r\nFlexibilität und Anpassungsfähigkeit des Energiesystems, was insbesondere in Krisenzeiten,\r\nwie bei geopolitischen Spannungen oder Naturkatastrophen, von großer Bedeutung ist.\r\n›\r\nEs braucht darüber hinaus einen gemeinsamen, klaren strategischen Ausblick und realisti-sche Gasnachfrageszenarien verbunden mit einem verlässlichen Commitment zu Erd-gas/LNG, damit europäische Importeure als langfristige Partner anerkannt werden. Dies ist wichtig für den Abschluss langfristiger Lieferverträge durch Importeure. Bei kontinuierlicher Zielveränderung können nur kurzfristige und damit häufig unattraktive Lieferungen verein-bart werden. Unsicherheit in der Gasnachfrage führt zu Wettbewerbsnachteilen auf dem Weltmarkt und höheren Risikoprämien.\r\n3 Intelligente Straffung (Option 1) ist der richtige „Policy“-Ansatz\r\nDie Europäische Kommission nennt in ihrem Begleitdokument (“Sondierung zu einer Folgen-abschätzung - Ares (2025)7821706”) zur vorliegenden Sondierung vier strategische Optionen für die Weiterentwicklung des EU-Energiesicherheitsrahmens.\r\nAus Sicht des BDEW haben sich die EU-Architektur und -Regelwerk der Energieversorgungssi-cherheit im Grundsatz als gut und effizient erwiesen. Sie sind geeignet, die laufenden Entwick-lungen und Veränderungen im Zuge der Transformation hin zu einem dekarbonisierten Ener-giesystem aufzunehmen.\r\nDer BDEW hält daher die Option 1 „Intelligente Straffung“ für den richtigen Ansatz. Es ist er-forderlich, eine Prüfung vorzunehmen, welche bestehenden Bestimmungen gestrichen oder kombiniert werden könnten und eine straffere Umsetzung zu ermöglichen. Das trägt zum Bü-rokratieabbau bei und kann schnelle Umsetzung und Handlungsfähigkeit befördern.\r\nRichtig ist, Strom und Gas und perspektivisch Wasserstoff zusammenzudenken und Wechsel-wirkungen zu berücksichtigen. Die Zusammenlegung des rechtlichen Rahmens in einer einzi-gen Verordnung für Strom, Erdgas und andere Energieträger (z. B. Wasserstoff) wie in der Poli-tischen Option 3 „Sektorübergreifender Wandel“ beschrieben, ist jedoch nicht zielführend. Die Spezifika der verschiedenen Energieträger, die gegenseitigen Wechselwirkungen und deren Anforderungen an eine sichere Versorgung müssen im gesetzlichen Rahmen – und damit in separaten Verordnungen - abgebildet sein. Dort wo Parallelen bestehen, sind diese analog in den jeweiligen Verordnungen zu regeln.\r\nZudem ist eine “Wasserstoffversorgungssicherheits-VO” zumindest auf kurze bis mittlere Sicht nicht erforderlich. Das würde die Kosten zusätzlich erhöhen und dadurch den H2-Hochlauf eher behindern. Zudem dürfte die Kundenstruktur dies zunächst nicht erforderlich machen. Es sollte nicht schon eine Versorgungssicherheitsregulierung geschaffen werden, bevor der Markt überhaupt da ist.\r\nSeite 7 von 7\r\nDie Option 4 „EU-orientiertes Handeln“ mit Zentralisierung von Verwaltung, Governance und Überwachung des Rahmens für die Energieversorgungssicherheit auf EU-Ebene ist abzu-lehnen. Ein solcher Ansatz widerspricht dem Subsidiaritätsprinzip. Statt die Stärken der Mit-gliedstaaten zu nutzen, ist vielmehr eine Schwächung durch zusätzliche Bürokratie zu befürch-ten.\r\nDer BDEW wird das weitere Verfahren im Vorfeld einer Veröffentlichung des Verordnungsvor-schlags durch die EU-Kommission konstruktiv begleiten.\r\nAnsprechpartner\r\nCarmen Descamps\r\nEU-Vertretung\r\nTelefonnummer +32 2 77451-14\r\ncarmen.descamps@bdew.de\r\nLukas Karl\r\nEU-Vertretung\r\nTelefonnummer +32 2 77451-16\r\nlukas.karl@bdew.de\r\nCatrin Feldhege-Bittner\r\nTransformation, Gas/Wasserstoff und Versorgungssicherheit\r\nTelefonnummer +49 30 300 199-1351\r\ncatrin.feldhege-bittner@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 Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-10-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020773","regulatoryProjectTitle":"Ergänzungsvorschläge zum Bundeshaushalt 2026 und zum Wirtschaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/93/4c/641997/Stellungnahme-Gutachten-SG2511200014.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":"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\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, 27. Oktober 2025\r\nPositionspapier\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt 2026 und Wirt-schaftsplan des Klima- und Transformationsfonds (KTF)\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 8\r\n1 Executive Summary\r\nMit der Einrichtung des Sondervermögens für Infrastruktur und Klimaneutralität sollen dem Klima- und Transformationsfonds (KTF) schrittweise 100 Mrd. Euro zugeführt werden. Dieser soll „auf die zentralen Herausforderungen auf dem Weg zur Klimaneutralität“ konzentriert werden. Grundsätzlich kann der Bundeshaushalt 2026 in Verbindung mit den zusätzlichen Mit-teln des Sondervermögens Infrastruktur einen wesentlichen Beitrag zu mehr Planungssicher-heit für die anstehenden Investitionen in die Energiewende leisten.\r\nDer vorliegende Haushaltsentwurf wird diesem Anliegen überwiegend jedoch nicht gerecht.\r\nGrundsätzlich muss für die Ausgabenplanung im KTF gelten: investiv vor konsumtiv. Die im Koalitionsvertrag beabsichtigte Fokussierung des KTF auf Maßnahmen zur Zielerreichung der Klimaneutralität muss zur Folge haben, dass konsumtive Ausgaben und auch notwendige Maßnahmen zur Entlastung der Verbraucher aus dem Kernhaushalt finanziert werden. Insbe-sondere die Finanzierung des in der Sache richtigen Zuschusses zu den Übertragungsnetzent-gelten aus dem KTF führt im Ergebnis dazu, dass trotz zusätzlicher Finanzmittel für den KTF aus dem Sondervermögen Infrastruktur kaum Finanzmittel für investive Vorhaben wie Förde-rungen von Investitionen in die Klimaneutralität zur Verfügung stehen. Hier bedarf es des kla-ren Bekenntnisses des Haushaltsgesetzgebers, dass steuerliche Mindereinnahmen sowie kon-sumtive Zuschüsse aus dem Kernhaushalt zu begleichen sind.\r\nKernforderungen:\r\n›\r\nWeiterentwicklung der Klimaschutzverträge und Einrichtung eines dezidierten Budgets für Wasserstoffprojekte in Höhe von 1 Mrd. Euro jährlich\r\n›\r\nErhöhung des Haushaltsansatzes der Förderrichtlinien systemdienliche Elektrolyse und Offshore-Elektrolyse auf jährlich 1 Mrd. Euro\r\n›\r\nBereitstellung von 1,3 Mrd. Euro für die Errichtung von Wasserstoffspeichern bis 2029\r\n›\r\nErhöhung des Haushaltsansatzes des im Sondervermögen neu geschaffenen Titels „Um- und Neubau klimaneutraler Wärmenetze“ auf mindestens 3,5 Mrd. Euro jährlich\r\n›\r\nFinanzierung der Zuschüsse für das Übertragungsnetz aus dem Kernhaushalt, nicht KTF\r\n›\r\nÜberprüfung des Haushaltstitels „Zuschüsse zur Errichtung von Tank- und Ladeinfrastruk-tur“ und Realisierung von Einsparpotential\r\n›\r\nBereitstellung der erforderlichen Gewährleistungen des Bundes für die von der KfW geplan-ten Eigenkapital- und Fremdkapitalprogramme sowie für Fonds für Energieinfrastrukturen\r\n›\r\nHinreichende mittelfristige Finanzplanung zur Absicherung der Planungs-/Investitionssi-cherheit\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 8\r\n2 Grundsätzliche Anmerkungen zu den mit den Grundgesetzänderungen verbunde-nen Haushaltspunkten: KTF, Ausnahme Schuldenbremse\r\n2.1 KTF: Planungssicherheit durch Ausfinanzierung sicherstellen\r\nDie Haushaltstitel des KTF sowie der KTF im Grundsatz müssen zwingend vollumfänglich mit Mitteln unterlegt sein, um die notwendige Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleis-ten. Dies gilt grundsätzlich für die Finanzausstattung des KTF. Dass über den gesamten Zeit-raum der Mittelfristplanung bis 2029 der KTF globale Minderausgaben vorsieht – trotz jährli-cher Zuschüsse aus dem Sondervermögen in Höhe von 10 Mrd. Euro – steht dieser Notwen-digkeit entgegen. Eine Situation wie nach dem Haushaltsurteil des BVerfG, in der zahlreiche Förderprogramme angehalten und Förderbescheide teilweise aufgehoben wurden, darf sich hingegen nicht wiederholen.\r\nVor dem Hintergrund der Grundsätze der Haushaltswahrheit und Haushaltsklarheit ist die Ein-nahmeseite des KTF hinsichtlich der Erwartungen des CO2-Preises kritisch zu prüfen. So sind einerseits die Annahmen zum durchschnittlichen CO2-Preis dazustellen, um etwaige De-ckungslücken abschätzen zu können. Andererseits ist die fortgeführte Abbildung von Einnah-men durch das nEHS in der mittelfristigen Finanzplanung zu erklären. Durch den Übergang vom nEHS in den ETS 2 spätestens ab 2028, sind die Mittelansätze durch das nEHS nicht mehr realistisch und durch das Marktsystem des ETS 2 eine bloße Fortschreibung des Mittelansatzes nicht sachgerecht.\r\nFerner bedarf es einer Klarstellung, dass auch die künftigen Einnahmen der CO2-Bepreisung im Rahmen des ETS 2 dem KTF zur Verfügung stehen, um die Ausfinanzierung der Haushaltsti-tel des KTF langfristig zu sichern.\r\nDes Weiteren bedarf es einer grundsätzlichen Klarstellung, welche rechtlichen Folgen sich aus der Formulierung des Koalitionsvertrages ergeben, wonach alle Einnahmen „grundsätzlich dem Gesamthaushalt zur Verfügung“ stehen. Bei einer Mittelverwendung außerhalb des KTF ist durch Bundeszuschüsse die auskömmliche Finanzierung der Investitionsvorhaben des KTF zu garantieren.\r\n2.2 Ausnahme der Schuldenbremse: Investitionen in KRITIS-Schutzmaßnahmen\r\nDie für die Energie- und Wasserwirtschaft anfallenden Kosten für die Implementierung von Prozessen und Beschaffung sowie Betrieb neuer Schutzsysteme zur effektiven Abwehr hybri-der oder militärischer Bedrohungen sollten durch die Verteidigungsausgaben des Bundes bzw. im Rahmen der unter die Ausnahme von der Schuldenbremse fallenden Schutzmaßnahmen finanziert werden. Kosten für Investitionen in den KRITIS-Schutz leisten einen wesentlichen\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 8\r\nBeitrag zur zivilen Verteidigung und sollten vorzugsweise über Verteidigungsausgaben abge-deckt und nicht über das Sondervermögen Infrastruktur finanziert werden. Insbesondere die Infrastrukturen der Energie- und Wasserversorgung und Wasserentsorgung sind für die Bun-deswehr und ihre Verbündeten im Rahmen des Host Nation Supports sowie die Produktion der Sicherheits- und Verteidigungsindustrie essenziell.\r\nBestimmte Maßnahmen zum Schutz kritischer Infrastrukturen können nur von Bundeswehr und Sicherheitsbehörden geleistet werden. Es ist deshalb zentral, dass auch die Stärkung des Schutzes kritischer Infrastrukturen beim Einsatz des Sondervermögens und weiterer Mittel seitens der Bundeswehr prioritär berücksichtigt wird, damit sie ihren Aufgaben vollumfänglich nachgehen kann.\r\n3 Anmerkungen zu einzelnen Haushaltstiteln im KTF\r\n3.1 Wasserstoffhochlauf ermöglichen\r\nWasserstoff spielt eine Schlüsselrolle in der Dekarbonisierung von Industrie und Energiewirt-schaft, als CO₂-armes Molekül für Prozesse und Erzeugung sowie durch seine Systemfunktion, Erneuerbare Energien speicherbar und verlässlich nutzbar zu machen. Der Wasserstoffhoch-lauf befindet sich noch in der Anfangsphase: Infrastruktur, Angebot und Nachfrage müssen erst entstehen. In dieser Phase gilt es, Risiken abzusichern, Infrastruktur sowie Erzeugung ge-zielt zu fördern und Nachfrage anzureizen.\r\nDer aktuelle Entwurf des Bundeshaushalts 2026 bildet die notwendigen Bedarfe nur unzu-reichend ab. Deswegen bedarf es einer Nachjustierung der bisherigen Förderinstrumente, um den Wasserstoffhochlauf über die gesamte Wertschöpfungskette hinreichend anzureizen. Bis-her erschöpft sich die Wasserstoffförderung des KTF weit überwiegend in der Ausfinanzierung von Förderzusagen von IPCEI-Projekten. Mit den bisherigen Haushaltstiteln werden zusätzli-che Infrastrukturen, Angebots- und Nachfragekapazitäten nur unzureichend bzw. gar nicht an-gereizt. Um die Nachfrage verlässlich abzusichern, wird es unerlässlich sein, für die ersten Pha-sen des Markthochlaufs die Lücke zwischen Preis und Zahlungsbereitschaft zu schließen. Hierzu ist das Instrument der Klimaschutzverträge weiterzuentwickeln und ein eigener För-dertopf mit jährlich 1 Mrd. Euro für Wasserstoffprojekte zu initiieren.\r\nUm die im Weißbuch „Wasserstoffspeicher“ dargelegte Investitionslücke hinreichend zu ad-ressieren, ist für den prognostizierten Speicherbedarf 2030 ein Förderinstrument mit einer Verpflichtungsermächtigung bis 2029 in Höhe von 1,3 Mrd. Euro vorzusehen.\r\nVon großer Bedeutung ist, dass im Haushaltstitel 892 03 „Umsetzung der Nationalen Wasser-stoffstrategie“ die Förderprogramme für systemdienliche Elektrolyseure und Offshore-\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 8\r\nElektrolyse mit hinreichend Mitteln unterlegt werden. Insbesondere die Unterstützung des Aufbaus der heimischen Elektrolyseleistung ist von zentraler Bedeutung. Hierfür sind jährlich 1 Mrd. Euro vorzusehen.\r\nHinsichtlich der etwaigen Teilnahme Deutschlands an der dritten Ausschreibungsrunde der europäischen Wasserstoffbank im Rahmen der Option „Auction as a Service sind entspre-chend im Haushalt hinreichend Finanzmittel abzubilden, um die Auktionen abzusichern.\r\nNeben einer stärkeren finanziellen Unterstützung und Risikoabsicherung müssen die regulato-risch bedingten Mehrkosten dringend reduziert werden. Das erhöht die Wettbewerbsfähig-keit und senkt zugleich den Förderbedarf der Wasserstoffprojekte. Die Regulatorik erhöht die Kosten signifikant und hemmt so maßgeblich den Markthochlauf. Gleichzeitig ist es wichtig, die Förderlandschaft auf neue Infrastrukturprojekte und marktliche Anreize auszudehnen, um den Hochlauf umfassend zu unterstützen, Investitionen zu skalieren und Fehlanreize zu ver-meiden.\r\n3.2 Verkehrswende\r\nIm Haushaltstitel 893 02 „Zuschüsse zur Errichtung von Tank- und Ladeinfrastruktur“ sind 1,71 Mrd. Euro vorgesehen. In den Jahren 2019 bis 2023 wurde dieser Haushaltstitel bisher nur bis zu maximal 40 Prozent abgerufen, im Jahr 2023 lag das IST bei nur 9 Prozent des SOLL. Der Mittelansatz dieses Titels ist daher zu überprüfen und Einsparungspotential zu realisie-ren.\r\nAllein für das staatliche Lkw-Schnellladenetz sind im Haushaltsplan für das Jahr 2026 dabei 224 Millionen € im Haushalt veranschlagt. Der Stand des „Deutschlandnetzes“ für e-PKW zeigt, dass der privatwirtschaftliche Ausbau schneller und kosteneffizienter erfolgt: Während die Privatwirtschaft bereits in über 670 der 900 regionalen Deutschlandnetz-Suchräume Schnellladeinfrastruktur errichtet hat, wurden über das Programm „Deutschlandnetz“ bisher erst 100 Standorte realisiert.\r\nBasierend auf den Erfahrungen des „Deutschlandnetzes“ sollte auch der Aufbau des e-LKW-Ladeangebots privatwirtschaftlich über Ausschreibung der Flächenbewirtschaftung für die Bundesflächen erfolgen. Anstatt mit staatlichen Mitteln Ladehubs zu bauen, könnte der Staat durch eine Ausschreibung der Flächen sogar Pachteinnahmen generieren und den Prozess gleichzeitig deutlich schneller und unbürokratischer gestalten.\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 8\r\n3.3 Zuschüsse zu den Übertragungsnetzentgelten\r\nDa es sich hier um konsumtive Ausgaben handelt, sind die im Haushaltstitel 683 09 „Zuschuss zu den Übertragungsnetzkosten“ eingestellten 6,5 Mrd. Euro nicht aus dem KTF, sondern aus dem Kernhaushalt zu finanzieren.\r\n3.4 Umsetzung der Kraftwerksstrategie garantieren\r\nDer Haushaltstitel 893 12 „Umsetzung nationale Kraftwerksstrategie“ ist mit Verpflichtungser-mächtigungen bis 2041 zu versehen. Ohne konkrete Verpflichtungsermächtigungen ist für Un-ternehmen keine Investitionssicherheit gegeben, da nicht abschätzbar ist, ob tatsächlich eine finanzielle Unterstützung mittelfristig erfolgen soll. Fehlende Verpflichtungsermächtigungen führen gegebenenfalls dazu, dass Unternehmen sich aufgrund der daraus ergebenden fehlen-den Planungs- und Investitionssicherheit gar nicht erst an etwaigen Ausschreibungen beteili-gen werden und somit die notwendige steuerbare Leistung nicht oder nicht rechtzeitig am Netz ist, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\nUm die Umsetzung der Kraftwerksstrategie bzw. des Kraftwerkssicherheitsgesetzes (KWSG) erfolgreich zu gestalten und Ausschreibungen haushaltsrechtlich durchführen zu können, ist zwingend die Einstellung der Verpflichtungsermächtigungen zu vollziehen.\r\n3.5 Energieeffizienz stärken\r\nDer qualifizierten Energieberatung kommt bei der effizienten energetischen Sanierung von Privathaushalten eine 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 im Haushaltstitel 686 14 „Beratung Energieeffizienz“ wieder auf das Niveau des Haushaltsplans 2024 erhöht, somit verstetigt und bereits für das Jahr 2026 deut-lich erhöht werden.\r\nEbenso ist der Mittelansatz der mittelfristigen Finanzplanung des Haushaltstitels 686 08 „Ener-gieeffizienz in Industrie und Gewerbe“ zu erhöhen. Die dort umfasste „Bundesförderung für Energie- und Ressourceneffizienz in der Wirtschaft“ leistet einen wichtigen Beitrag zur Sen-kung des Energieverbrauchs und gilt laut BMWK als eine der effektivsten Maßnahmen, sodass eine Verstetigung der Mittel ausdrücklich angezeigt ist.\r\n3.6 EEG-Umlage\r\nDer Haushaltstitel 638 07 „Zuschüsse zur Entlastung beim Strompreis“ (EEG-Umlage) ist in den Kernhaushalt zu überführen und mit hinreichenden Mitteln, auch in der mittelfristigen\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 8\r\nFinanzplanung, auszugestalten. Eine Situation, wie 2024, in der der Mittelbedarf der Übertra-gungsnetzbetreiber, der durch ein Gesetz rechtskräftig verankert ist, nicht hinreichend im Haushalt abgedeckt ist, darf sich nicht wiederholen.\r\n4 Anmerkungen zu weiteren geplanten Maßnahmen aus dem Koalitionsvertrag\r\n4.1 Dekarbonisierung der Wärme ermöglichen\r\nDie Erhöhung des Mittelansatzes für den neugeschaffenen Haushaltstitel 893 32 „Um- und Neubau klimaneutraler Wärmenetze“ im Sondervermögen ist grundsätzlich zu begrüßen, bleibt jedoch hinter der notwendigen Finanzausstattung in Höhe von mindestens 3,5 Mrd. Euro zurück. Bis 2035 ist eine Verpflichtungsermächtigung in Höhe von 41,5 Mrd. Euro vorzu-sehen. Die Verschiebung aus dem KTF in das Sondervermögen ist abzulehnen. Hierdurch ent-fällt zudem die Möglichkeit der gegenseitigen Deckung der bisherigen Haushaltstitel 893 03 „Transformation Wärmenetze“ und 893 10 „Förderung von Maßnahmen der Energieeffizienz und erneuerbarer Energien im Gebäudebereich“, um etwaige Minderausgaben bei 893 10 für die Transformation der Wärmenetze zu nutzen. Eine bessere Ausstattung der Wärmenetzfi-nanzierung hat tendenziell positive Auswirkungen auf den Endkundenpreis.\r\nDie bisher für das neu einzuführende Förderprogramm Geothermie-Explorationsrisiko veran-schlagten 18 Mio. Euro sowie die im Einzelplan des BMWK im Haushaltstitel „Ausgaben im Zu-sammenhang mit Darlehen der KfW zur Absicherung von Ausfallrisiken geothermischer Boh-rungen“ veranschlagten neun Mio. Euro sind nicht ausreichend, um die Investitionsrisiken hin-reichend abzubilden, da die Kosten für nur eine Bohrung bereits etwa zehn Mio. Euro betra-gen. Hier ist dringend ein weiterer Aufwuchs notwendig, um das Potenzial der Geothermie für dekarbonisierte Wärmenetze nutzen zu können.\r\n4.2 Investitionsfonds\r\nIm Koalitionsvertrag ist festgehalten, dass zur Vergabe von Eigen- und Fremdkapital bei Inves-titionen im Zusammenspiel von öffentlichen Garantien und privatem Kapital ein Investitions-fonds für die Energieinfrastruktur aufgelegt werden soll.\r\nDer Stärkung des Eigenkapitals und der Reduzierung des Verschuldungsgrads kommt für die Unternehmen eine zentrale Bedeutung zu, auch um neues Fremdkapital aufnehmen zu kön-nen (Leverage-Effekt).\r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich, dass die KfW gemeinsam mit der Bundesregierung daran ar-beitet, Finanzierungsinstrumente für den Ausbau und die Modernisierung der Energieinfra-struktur zu entwickeln. Die KfW hat kürzlich vielversprechende Ansätze vorgestellt – darunter\r\nVorschläge für einen zukunftsgerichteten Haushalt\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 8\r\nProgramme mit Haftungsfreistellung für durchleitende Banken sowie Überlegungen zur Be-reitstellung von mezzaninem Kapital in Kooperation mit den Landesförderinstituten. Diese In-strumente können wesentlich zum Gelingen der Transformation beitragen. Besonders wichtig für die Unternehmen der Energiewirtschaft sind eigenkapitalstärkende Instrumente.\r\nDamit diese Vorhaben realisiert werden können, müssen im Haushalt 2026 im Einzelplan 32 / Kapitel „Bürgschaften, Garantien und sonstige Gewährleistungen“ – die erforderlichen Ge-währleistungen des Bundes für die von der KfW geplanten Eigenkapital- und Fremdkapital-programme sowie für Fonds für Energieinfrastrukturen eingeplant werden.\r\nHier ist dringend eine ausreichende Mittelausstattung vorzunehmen, um die Verfügbarkeit dieser wichtigen Finanzierungsinstrumente 2026 zu gewährleisten. Andernfalls droht die Um-setzung vieler Transformationsprojekte im Energiesektor verzögert zu werden.\r\n4.3 CCS-Infrastruktur\r\nDer laut Koalitionsvertrag angestrebte Aufbau einer CO2-Transportinfrastruktur zur Nutzung von CCS und CCU ist durch eine Förderung abzusichern und der im Sondervermögen einge-stellte Haushaltstitel 892 31 „Unterstützung Aufbau CCS/CCU-Infrastruktur in Deutschland“ mit konkreten Maßnahmen und Finanzmitteln zu hinterlegen.\r\n4.4 Absicherung der Strompreiskompensation\r\nDer Haushaltstitel für die Zuschüsse an die stromintensiven Betriebe als Teil der Strompreis-kompensation ist entsprechend der im Koalitionsvertrag verankerten Ziele, insbesondere hin-sichtlich der Ausweitung des Anwendungsbereichs, mit hinreichenden Mitteln für das Jahr 2026 sowie in der mittelfristigen Finanzplanung auszustatten."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-10-27"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020774","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Dritten Gesetz zur Änderung des UWG zur praxistauglichen Umsetzung der EmpCo-Richtlinie","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a2/d3/641999/Stellungnahme-Gutachten-SG2511200017.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":"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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 24. Oktober 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\nDrittes Gesetz zur Änderung des Gesetzes\r\ngegen den unlauteren Wettbewerb\r\nGesetzentwurf der Bundesregierung vom 29. September 2025\r\nSeite 2 von 5\r\nInhalt\r\n1 Zusammenfassung ............................................................................................. 3\r\n2 Anmerkungen zum Gesetzesentwurf .................................................................. 3\r\n2.1 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 1 UWG n. F. (Zu Absatz 2 zu Nummer\r\n1, S. 26) ........................................................................................................... 3\r\n2.2 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 2 UWG n. F. (Zu Nummer 2, S. 26) ... 4\r\n2.3 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 5 UWG n. F. (Zu Nummer 5, S. 28) ... 4\r\n2.4 Gesetzesbegründung zu Nr. 4a des Anhangs zu § 3 Abs. 3 UWG n. F. (Zu\r\nNummer 4a, S. 35) .......................................................................................... 4\r\n2.5 Bürokratische und finanzielle Belastung für Unternehmen:.......................... 5\r\nSeite 3 von 5\r\n1 Zusammenfassung\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft – BDEW e.V. vertritt die Interessen\r\neiner Vielzahl von Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft. Über 2.000 Unternehmen\r\naller Größen aus den Bereichen Strom, Wärme, Gas, Erneuerbare Energien, Wasserstoff, Elektromobilität\r\nund Energienetze sowie Wasser und Abwasser befassen sich intensiv mit Umweltaussagen.\r\nDie Energiewirtschaft steht im umfassenden Transformationsprozess der Energiewende\r\nund zentrale Begriffe wie „Ökostrom“, „Grünstrom“ oder „klimakompensiert“ sind für\r\ndie Kommunikation von Energieangeboten unverzichtbar.\r\nBei dem Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Gesetzes gegen den unlauteren\r\nWettbewerb handelt es sich um eine 1:1-Umsetzung der Empowering Consumers-RL\r\n2024/825 (EmpCo-RL). Nach dem Prinzip „one size fits all“ wird dabei nicht auf die spezifischen\r\nBesonderheiten der Branchen und Produkte eingegangen. Das darf jedoch in der nationalen\r\nUmsetzung nicht zu Problemen im Rahmen der sensiblen Kommunikation der Energiewende\r\nführen, konkret\r\n• bei den über Jahre hinweg etablierten Begriffen „Ökostrom“ oder „regionalen\r\nGrünstrom“, die auf Herkunftsnachweisen beruhen\r\n• Firmen- oder Produktnamen, die einen grundsätzlich erklär- und nachweisbaren „Umweltbestandteil“\r\nim Namen aufweisen\r\n• bei der Abgrenzung zwischen Werbung und gesetzlich vorgeschriebenen Berichtsformaten\r\n(z. B. Nachhaltigkeitsberichte nach CSRD künftig in § 289 ff HGB-E) mit Umweltinformationen\r\nInsofern ist unbedingt eine Klarstellung bzw. Spezifizierung in der Gesetzesbegründung erforderlich.\r\n2 Anmerkungen zum Gesetzesentwurf\r\n2.1 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 1 UWG n. F. (Zu Absatz 2 zu Nummer 1, S. 26)\r\nIn der Gesetzesbegründung wird zu § 2 Abs. 2 Nr. 1 UWG ausgeführt, dass die Anforderungen\r\nan den Grad der Spezifizierung der Aussage auf demselben Medium auch von dessen Eigenschaften\r\nabhängen, z. B. dem auf der Produktverpackung zur Verfügung stehenden Platz oder\r\nder für einen Werbespot zur Verfügung stehenden Zeit.\r\nGerade bei Produktbezeichnungen, die eine Umweltaussage enthalten, muss dem umweltbewussten\r\nVerbraucher eine nachhaltige Konsumentscheidung ermöglicht werden, indem er\r\nauch an Produktnamen oder Produktbezeichnungen erkennen kann, dass das Produkt im Gegensatz\r\nzu anderen Produkten weniger schädlich für die Umwelt sein kann. Werden solche\r\nSeite 4 von 5\r\nProduktnamen z. B. in Tarif- oder Vergleichsrechnern verwendet, in Vertragsbestätigungen\r\noder im Kundenservice verwendet, können solche Angaben auf der Produktseite im Internet\r\noder auf einem Produktflyer gemacht werden, aber nicht „auf demselben Medium“, also z.B.\r\nim Kundengespräch oder in der Eingabemaske der Tarif- oder Vergleichsrechner.\r\nInsofern regt der BDEW an, hier eine Klarstellung aufzunehmen, dass bei Produktnamen oder -\r\nbezeichnungen eine Spezifizierung auf der Produktseite der Online-Verkaufsoberfläche bzw.\r\ndem Produktflyer ausreichend ist.\r\n2.2 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 2 UWG n. F. (Zu Nummer 2, S. 26)\r\nNach § 2 Abs. 2 Nr. 2 c) liegt eine „anerkannte hervorragende Umweltleistung“ vor, wenn sie\r\nim Einklang mit Umwelthöchstleistungen nach sonstigem geltenden Unionsrecht steht.\r\nDas Herkunftsnachweisregister des Umweltbundesamts (UBA) basiert auf europäischem Unionsrecht\r\n– genauer gesagt auf den Vorgaben der Richtlinie (EU) 2018/2001 (Erneuerbare-\r\nEnergien-Richtlinie, letztmals geändert durch Richtlinie (EU) 2023/2413, sogenannte RED III).\r\nHerkunftsnachweise (HKN) sind so etwas wie Geburtsurkunden für Ökostrom. Sie beweisen,\r\nwo, wann und wie der Strom erzeugt wurde – und dass er aus erneuerbaren Energien i. S. d.\r\nRichtline stammt. Für das Gelingen der Energiewende ist es essenziell, dass es bei dem etablierten\r\nUmgang mit HKN bleibt. Eine komplette Neuordnung des Marktes und finanzielle Verluste\r\naus der Vorwärtsbeschaffung von HKN gilt es zu verhindern.\r\nDaher sollte klargestellt werden, dass die Entwertung der Grünstrom-HKN durch das verantwortliche\r\nstaatliche Umweltbundesamt als „anerkannte hervorragende Umweltleistung“ gilt\r\nund somit die Begriffe „Ökostrom“ und „regionaler Grünstrom“ auch zukünftig genutzt werden\r\nkönnen.\r\n2.3 Gesetzesbegründung zu § 2 Abs. 2 Nr. 5 UWG n. F. (Zu Nummer 5, S. 28)\r\nDie Abgrenzung zwischen Werbung und gesetzlich vorgeschriebenen Berichtsformaten (z. B.\r\nNachhaltigkeitsberichte nach CSRD künftig in § 289 ff HGB-E) sollte im Hinblick auf die Rechtsicherheit\r\ndahin präzisiert werden, dass gesetzlich verpflichtende Berichte nicht unter die Werberegelungen\r\ndes UWG fallen – auch dann nicht, wenn sie positive Umweltaussagen enthalten.\r\n2.4 Gesetzesbegründung zu Nr. 4a des Anhangs zu § 3 Abs. 3 UWG n. F. (Zu Nummer 4a,\r\nS. 35)\r\nZu Recht verweist die Gesetzesbegründung darauf, dass auch Marken, Firmennamen oder Firmenlogos\r\numweltbezogene Begriffe enthalten können und entsprechend etabliert sind, wie\r\nz. B. \"Grüngas GmbH“ (inkl. Logo und Corporate Branding). Eine Firma könnte auch den Begriff\r\nSeite 5 von 5\r\nBiogas enthalten, weil das Unternehmen Rohbiogas zu Biogas in Erdgasqualität zur Einspeisung\r\nin ein Erdgasnetz aufbereitet. Die Erklärung und den Nachweis kann das Unternehmen\r\nauf der Webseite erbringen und darauf verlinken bzw. einen QR-Code anbringen. Auf Geschäftsbriefen,\r\nStreuartikeln etc. besteht keine Möglichkeit auszuführen, worauf sich z. B.\r\n„grün“ im Hinblick auf das Geschäftsmodell bei Strom, Gas und Fernwärme bezieht. Es ist auch\r\nunrealistisch, an jeder Stelle einen „Beipackzettel“ dazu zu legen.\r\nDer Wert des Corporate Branding ist sowohl im ideellen als auch im finanziellen Sinn erheblich.\r\nVertrauen und Reputation spielen eine große Rolle und werden sowohl von den Verbrauchern\r\nals auch bei Partnern und Investoren geschätzt. Darüber hinaus verursachen der Wechsel\r\nvon Firmenmarken und ein entsprechendes Rebranding erhebliche Kosten für einen neuen\r\nNamen, Logos, rechtliche Begleitung, Anpassung der Webseiten, Software, Domains, Apps\r\netc., aber auch für Sichtbarkeit in Suchmaschinen, Marketingmaßnahmen zur Steigerung der\r\nBekanntheit etc. Damit verbunden ist die Zunahme von Bürokratie im Hinblick auf interne\r\nrechtliche und organisatorische Konsequenzen z. B. für Gesellschafterbeschlüsse, Satzungsänderungen\r\nund Registereinträge. Auch in zeitlicher Hinsicht erfordert es hier lange Vorlaufzeiten.\r\nFür die Unternehmen ist es nicht zumutbar, dass sie hier ausschließlich auf einen gerichtlichen\r\nWeg verwiesen werden. Der Gesetzgeber sollte deshalb Kriterien aufstellen, die bei einer\r\nGesamtschau betrachtet werden.\r\n2.5 Bürokratische und finanzielle Belastung für Unternehmen:\r\nDie neuen Regelungen werden mit einem großen bürokratischen sowie finanziellen Aufwand\r\nfür Unternehmen einhergehen. Der Referentenentwurf geht davon aus, dass die Nachweisführung\r\nvon Umweltaussagen mit Hilfe eines Umsetzungsplans ca. 1.710 Euro pro Jahr und Produkt\r\nund im Rahmen eines Nachhaltigkeitssiegels ca. 5.000 Euro pro Jahr und Produkt kosten\r\nwird. Dieser bürokratische und finanzielle Mehraufwand, der für jede einzelne Umweltaussage\r\nanfallen wird, wird die Unternehmen zusätzlich weiter belasten.\r\nDaher sollte im Sinne einer praxistauglichen Umsetzung möglichst umfassende Rechtssicherheit\r\ndurch präzise und erläuternde Ausführungen in der Gesetzesbegründung geschaffen werden,\r\num unnötige gerichtliche Auseinandersetzungen und kostenintensive Rebranding-Prozesse\r\nfür Unternehmen zu vermeiden.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-10-29"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020783","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/be/de/642280/Stellungnahme-Gutachten-SG2511210003.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":"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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 28. Oktober 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzur Änderung des Lieferkettensorgfaltspflichtengesetzes\r\nVersionsnummer: 1.0.\r\nSeite 2 von 5\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Änderungsvorschläge ......................................................................................... 3\r\n3 Zusammenfassung ............................................................................................. 5\r\nSeite 3 von 5\r\n1 Einleitung\r\nWir begrüßen grundsätzlich den Referentenentwurf zur Änderung des Lieferkettensorgfaltspflichten-gesetzes (LkSG). Der Entwurf verfolgt das richtige Ziel, die bestehenden gesetzlichen Vorgaben an die Erfahrungen der ersten Umsetzungsjahre anzupassen und für Unternehmen handhabbarer zu gestal-ten. Aus unserer praktischen Erfahrung heraus möchten wir jedoch darauf hinweisen, dass einzelne vorgeschlagene Regelungen in ihrer jetzigen Fassung erhebliche zusätzliche Belastungen für Unterneh-men nach sich ziehen würden, ohne dass damit ein wesentlicher Beitrag zur Zielerreichung – der Ver-besserung der menschenrechtlichen und umweltbezogenen Sorgfalt in den Lieferketten – verbunden wäre.\r\nAus unserer Sicht sollte in der Stellungnahme inhaltlich auch die beschlossene Stellungnahme des Bun-desrates vom 17. Oktober 2025 aufgenommen werden. Das gilt insbesondere für die vollständige Aus-schöpfung weiterer Entlastungsmöglichkeiten zur Stärkung der Wettbewerbsfähigkeit, zur Sicherstel-lung der Umsetzung im eingeschränkten Geltungsbereich (Abgleich Art. 2 CSDDD mit § 1 LkSG) und zur Begrenzung auf eine risikobasierte Priorisierung.\r\n2 Änderungsvorschläge\r\nIntervall der Risikoanalyse (§ 5 Abs. 4 LkSG): Die jährliche Durchführung einer Risikoanalyse verur-sacht erheblichen Aufwand, insbesondere wenn Konzerntochtergesellschaften einzubeziehen sind. Da sich Risikoprofile in der Praxis innerhalb eines Jahres kaum ändern, erscheint eine Überprüfung im Ab-stand von zwei bis drei Jahren zielführender.\r\nIntervall der Wirksamkeitskontrollen (§ 6 Abs. 5, § 7 Abs. 4, § 8 Abs. 5 LkSG): Auch die vorgesehenen jährlichen Wirksamkeitskontrollen verursachen unverhältnismäßig hohen Aufwand, während die Er-gebnisse innerhalb eines so kurzen Zeitraums meist unverändert bleiben. Ein Prüfintervall von fünf Jah-ren wäre aus Unternehmenssicht angemessen.\r\nRisikoanalyse im eigenen Geschäftsbereich (§ 5 Abs. 1 LkSG): Für deutsche Standorte, Produktions-stätten und Niederlassungen bestehen bereits sehr strenge gesetzliche Regelungen zum Arbeits- und Umweltschutz. Eine zusätzliche Risikoanalyse im eigenen Geschäftsbereich erscheint daher nicht erfor-derlich. Wir regen an, diese Bereiche von der Pflicht auszunehmen, soweit nationales Recht bereits ein hohes Schutzniveau gewährleistet.\r\nDefinition des Begriffs „Zulieferer“ (§ 2 Abs. 7 LkSG): Die aktuell sehr weite Definition des Begriffs „Zu-lieferer“ führt dazu, dass eine große Zahl an Geschäftspartnern erfasst wird, was die Umsetzung der Sorgfaltspflichten erheblich erschwert. Hier sollte eine gesetzliche Ausnahmeregelung vorgesehen werden.\r\nSeite 4 von 5\r\nDefinition „substantiierte Kenntnis“ (§ 9 Abs. 3 LKSG) klarer darlegen – um für Unternehmen Rechts-sicherheit zu schaffen, wann tatsächlich Kenntnis von menschenrechtlichen Risiken besteht und wel-che Pflichten daraus folgen.\r\nWegfall der Berichtspflicht (§ 10 Abs. 2–4 LkSG): Sehr begrüßen möchten wir die geplante Streichung der Pflicht zur jährlichen Erstellung eines Berichts über die Erfüllung der Sorgfaltspflichten. Dies redu-ziert Bürokratie und Kosten aufgrund des wegefallenden Zeitaufwandes, ohne die Sorgfaltspflichten selbst zu schwächen. Zudem sind Unternehmen verpflichtet, angemessene Due-Diligence-Prozesse im Einklang mit den UN-Leitprinzipien für Wirtschaft und Menschenrechte (UNGP) sowie den OECD-Leit-sätzen für multinationale Unternehmen einzuführen, um die Anforderungen der Minimum Safeguards im Sinne der EU-Taxonomie zu erfüllen. Diese Prozesse unterliegen darüber hinaus der Prüfung im Rahmen der Nachhaltigkeitsberichterstattung.\r\nGrundsatzerklärung nach § 6 LkSG: Unabhängig vom Wegfall der jährlichen Berichtspflicht bleibt nach § 6 weiterhin die Pflicht bestehen, eine Grundsatzerklärung zu veröffentlichen. Diese zusätzliche Be-richtspflicht sollte nach unserer Auffassung ebenfalls adressiert werden sollen, um Klarheit und Entlas-tung für die Praxis zu schaffen.\r\nRolle des BAFA (§ 14 ff.): Wir teilen nicht die Einschätzung, dass sich die Rolle des BAFA im Wesentli-chen nur auf eine beratende Tätigkeit verengt. Nach § 14 Abs. 1 kann das BAFA nach pflichtgemäßem Ermessen weiterhin tätig werden, sodass auch ein präventives Eingreifen möglich wäre. Damit bleibt das BAFA nicht nur beratend, sondern behält auch hoheitliche Befugnisse, die über eine reine Beratung hinausgehen. Wir plädieren dafür, die Rolle des BAFA ganzheitlich auf eine beratende Tätigkeit zu be-schränken.\r\nVerhältnismäßigkeitsschwelle für kleine Unternehmen mit Konzernzugehörigkeit (§ 2 Abs. 6 – 7.) Um kleine und mittelständige Unternehmen, welche einem größeren Konzern angehören vor übermäßi-gem bürokratischem Aufwand zu schützen, schlagen wir vor, eine Wesentlichkeitsschwelle zur Be-trachtung einzuführen. Diese Schwelle sollte sich auf Umsatz (10 Mio. €) Mitarbeiterzahl (49 Mitarbei-ter) und/oder das Einkaufsvolumen der Gesellschaft beziehen (5 Mio. €) und die Anforderungen bezüg-lich Risikomanagement und Präventivmaßnahmen im eigenen Geschäftsbereich und bezüglich derer direkten Zulieferer einschränken. Abhilfemaßnahmen bei Verstößen sind weiterhin umzusetzen.\r\nGrundsätzlich wünschenswert wäre, § 1 dahingehend zu gestalten, dass nicht jede einzelne Gesell-schaft eines Konzerns die Anforderungen eigenständig erfüllen muss, sondern der Konzern als Gesamt-heit die Pflichten erfüllt.\r\nZudem begrüßen wir eine Harmonisierung mit den Vorgaben der europäischen Nachhaltigkeitsbericht-erstattungsrichtlinie (CSRD) sowie den Mindestschutzanforderungen (Minimum Safeguards) der EU-Taxonomie.\r\nSeite 5 von 5\r\n3 Zusammenfassung\r\nInsgesamt unterstützen wir das Ziel des Referentenentwurfs, die Anwendung des Lieferkettensorgfalts-pflichtengesetzes zu vereinfachen und praxistauglicher zu gestalten. Entscheidend ist aus unserer Sicht, dass die Anpassungen tatsächlich zu einer spürbaren Entlastung führen, ohne die inhaltlichen Schutzziele des Gesetzes zu beeinträchtigen. Die vorgeschlagenen Änderungen sollten daher im weite-ren Gesetzgebungsverfahren unter enger Einbindung der betroffenen Unternehmen überprüft und konkretisiert werden, um ein ausgewogenes Verhältnis zwischen wirksamer Sorgfalt und wirtschaftli-cher Umsetzbarkeit sicherzustellen"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-11-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020784","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Abschaffung der Gasspeicherumlage im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/fa/d6/643012/Stellungnahme-Gutachten-SG2511240008.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":"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\r\nUnternehmen. 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\r\nder 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\nBerlin, 31. Juli 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nÄnderung des Energiewirtschaftsgesetzes - 4 Abschaffung der Gasspeicherumlage\r\nReferentenentwurf des Bundesministeriums für Wirtschaft und Ener-gie (BMWE) vom 29. Juli 2025\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 7\r\nDas Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) hat am 29. Juli 2025,19 Uhr den Entwurf des 4. EnWG-Änderungsgesetzes zur Abschaffung der Gasspeicherumlage zur Stel-lungnahme mit Frist bis Donnerstag, 31. Juli 2025, 12 Uhr vorgelegt.\r\nMit dem Gesetz sollen die Gasspeicherumlage zum Ende des Jahres abgeschafft und die Rechtsgrundlage sowie die verfahrensmäßigen Voraussetzungen dafür geschaffen werden, dass der Bund den negativen Differenzbetrag auf dem Gasspeicherumlagekonto zum Ende des Jahres ausgleicht und damit den Kontostand auf null reduziert. Für den Zeitraum ab 1. Januar 2026 schafft das Gesetz eine allgemeine Regelung für die Finanzierung der Gasspeicherbefül-lungsmaßnahmen des Marktgebietsverantwortlichen sowie eine Verordnungsermächtigung für das BMWE, im Einvernehmen mit dem BMF falls zwingend notwendig für die Aufrechter-haltung der Versorgungssicherheit, die Kosten für Maßnahmen des Marktgebietsverantwortli-chen nach §§ 35a ff EnWG ganz oder teilweise auf die Bilanzkreisverantwortlichen umzulegen.\r\nDer BDEW bedankt sich für die Konsultation und nimmt wie folgt Stellung:\r\nDie Abschaffung der Gasspeicherumlage ist im Koalitionsvertrag verankert und zu begrüßen. Die nun vorgeschlagenen Regelungen sind nachvollziehbar. Es ist wichtig, dass die für die Um-setzung erforderlichen rechtlichen Regelungen rechtzeitig erlassen und dadurch Rechtssicher-heit geschaffen wird.\r\nGrundsätzlich positiv ist, dass die Gasverbraucher von der Gasspeicherumlage ab 2026 entlas-tet werden und die Kosten zukünftig über den Staatshaushalt finanziert werden sollen. Der Ausgleich des Umlagekontos sollte allerdings durch einen Bundeszuschuss aus dem Kernhaus-halt und nicht aus dem KTF erfolgen. Der KTF muss für investive, nicht konsumtive Ausgaben genutzt werden.\r\nBei rechtzeitigem Inkrafttreten des Gesetzes (spätestens Ende Oktober 2025) ist eine Weiter-gabe der Kostensenkung an die Endkunden zum Beginn des Jahres 2026 möglich. Insbeson-dere die Regelungen des neuen § 35g EnWG-E bedürfen jedoch der Anpassung.\r\nDie Regelung des § 35h EnWG-E steht der von der Bundesregierung beabsichtigten, im Koaliti-onsvertrag vereinbarten, vollständigen Abschaffung der Gasspeicherumlage entgegen und sollte daher gestrichen werden.\r\nGrundsätzlich sei noch folgender Hinweis gestattet: Eine Konsultationsfrist von weniger als 48 Stunden ist nicht ausreichend, um die Auswirkungen angemessen bewerten zu können.\r\nEine angemessene Beteiligung der betroffenen Unternehmen in den Verbandsgremien war in der vom BMWE gesetzten Frist nicht möglich. Der BDEW unterstützt die im Koalitionsvertrag enthaltenen Aussagen zur guten Gesetzgebung vollumfänglich. Dies beinhaltet, Praxischecks in der Frühphase von Gesetzgebungsverfahren durchzuführen und angemessene Fristen (in\r\nSeite 3 von 7\r\nder Regel vier Wochen) vorzusehen (Rz. 1870f.). Der BDEW fordert die Ministerien daher mit Nachdruck und zum wiederholten Male dazu auf, künftig auskömmlich bemessene Fristen für die Erarbeitung von Stellungnahmen vorzusehen und den vorgesehenen Praxischeck in der Frühphase von Gesetzgebungsverfahren Wirklichkeit werden zu lassen.\r\nIm Einzelnen\r\n›\r\n§§ 35 f Abs. 1 und 35 f Abs. 4 EnWG-E\r\nDie §§ 35 f Abs. 1 und 35 f Abs. 4 EnWG-E bedürfen der Ergänzung, damit die Ergebnisneutrali-tät für den MGV insbesondere für dessen handels- und steuerbilanziell relevante Zeiträume und deren Stichtage möglich ist und auch ein Gleichlauf zwischen den beiden Absätzen herge-stellt wird. Andernfalls besteht das Risiko, dass im Rahmen der Tätigkeit verursachte Kosten-/Erlössalden womöglich nicht zeit- und betragskongruent mit den sie kompensierenden Aus-gleichsansprüchen bilanziert werden können und handelsbilanziell und steuerlich ungewollte Folgeeffekte eintreten.\r\nBDEW-Änderungsvorschlag zu § 35 f EnWG-E:\r\n(1) Die dem Marktgebietsverantwortlichen im Zusammenhang mit seinen Aufgaben zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit nach diesem Teil ab dem 1. Januar 2026 entste-henden Kosten werden, nach Maßgabe der Absätze 2 bis 65 ab dem 1. Januar 2026 von der Bundesrepublik Deutschland erstattet, wenn eine Rechtsverordnung nach § 35h nichts anderes bestimmt. Dem Marktgebietsverantwortlichen dürfen zu keinem Zeitpunkt keine Gewinne oder Verluste im Zusammenhang mit seinen Tätigkeiten nach diesem Teil entste-hen.\r\n(4) Soweit die in der Kostenberechnung dargelegten Kosten die dargelegten Erlöse über-steigen, also ein negativer Differenzbetrag entsteht, und wenn die Kostenberechnung von der Bundesnetzagentur für plausibel erachtet wurde, hat der Marktgebietsverantwortliche gegen die Bundesrepublik Deutschland einen Anspruch auf Erstattung dieses negativen Differenzbetrages. Soweit die in der Kostenberechnung dargelegten Erlöse die dargelegten Kosten übersteigen und die Kostenberechnung von der Bundesnetzagentur für plausibel erachtet wurden, hat die Bundesrepublik Deutschland einen Anspruch auf Erstattung die-ses positiven Differenzbetrages gegen den Marktgebietsverantwortlichen. Die Ansprüche bestehen dem Grunde nach bereits vor der Erklärung der Bundesnetzagentur. Die An-sprüche nach den Sätzen 1 und 2 sind am 31. Juli des jeweiligen Kalenderjahres, in dem die Kostenberechnung zu übermitteln war, frühestens jedoch zwei Wochen nach der Plausibili-tätserklärung der Bundesnetzagentur, fällig.\r\nSeite 4 von 7\r\n›\r\nZu § 35g Abs. 7 EnWG-E Pflicht zur Weitergabe der Entlastung\r\nDie 1:1-Weitergabe der Umlage trifft nicht auf alle Lieferverhältnisse zu. Am Virtuellen Han-delspunkt THE zwischen zwei Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) gehandelte Mengen sollten explizit ausgenommen werden.\r\nGrundsätzlich ist der im Referentenentwurf vorgesehene Zeitplan („mit Wirkung zum 1. Ja-nuar 2026“) zu begrüßen. Bei rechtzeitigem Inkrafttreten des Gesetzes ist eine Weitergabe der Kostensenkung an die Endkunden zum Beginn des Jahres 2026 möglich.\r\nDabei ist zu beachten, dass zum Jahresende die meisten Lieferanten auf Grund der jeweils am 15. Oktober eines Jahres veröffentlichten Netzentgelte eine Neukalkulation der Preise vorneh-men. Darauf aufsetzende Preisänderungen müssen dem Kunden mit entsprechenden Fristen von 6 Wochen in der Grundversorgung und 1 Monat bei Sondervertragskunden im Haushalts-bereich angekündigt werden. Zu diesen Fristen addieren sich noch die unternehmensinternen Vorbereitungen für die Preiskalkulation und die Vorbereitung und den Druck der Schreiben an die Kunden von mehreren Wochen (Abhängig von der Zahl der zu erstellenden und zu versen-denden Schreiben und interner Prozesse). Es braucht deshalb hinreichende Klarheit und Rechtssicherheit spätestens im Oktober 2025.\r\nDiejenigen Lieferanten, die keine regulären Preisänderungen zum 1. Januar 2026 planen, müs-sen keine Preisanpassungen nach § 41 Abs. 5 EnWG vornehmen, um eine Kostensenkung aus dem Wegfall der Gasspeicherumlage weiterzugeben (§ 41 Abs. 6, § 40 Abs. 3 Nr. 5 EnWG). Hier reicht eine Ausweisung in der Rechnung.\r\nDie Weitergabe der Entlastung muss die Berücksichtigung individueller Vertragskonstellatio-nen im Sondervertragskundenbereich ermöglichen. Insbesondere Festpreisvereinbarungen, die die Umlage nach § 35e Satz 1 EnWG im Festpreis inkludiert haben, sind von der Verpflich-tung der Weitergabe der Entlastung auszunehmen. Sowohl Kunden als auch Lieferanten ha-ben mit einem solchen Vertrag eine bewusste Entscheidung auf Basis einer Risiko- bzw. Chan-cenbewertung getroffen und diese einkalkuliert. Eine einseitige Änderung würde das Risiko nachträglich einseitig zulasten der Lieferanten verändern. Zudem widerspräche eine entspre-chende Regelung den Grundsätzen der Vertragsfreiheit.\r\nBDEW-Änderungsvorschlag § 35g Abs. 7 EnWG-E:\r\nJeder bis zum Ablauf des 31. Dezember 2025 gesetzlich oder vertraglich von der Gasspei-cherumlage belastete Bilanzkreisverantwortliche oder Gaslieferant ist verpflichtet, gegen-über seinen Kunden den Gaspreis mit Wirkung zum 1. Januar 2026 um den Betrag zu ver-ringern, den dieser durch den Wegfall der Verpflichtung nach § 35e Satz 1 in der zuletzt für das zweite Halbjahr 2025 festgelegten Umlagehöhe oder durch den Wegfall der in dieser Höhe entsprechend vertraglich geschuldeten Leistung einspart, soweit der\r\nSeite 5 von 7\r\nBilanzkreisverantwortliche oder Gaslieferant die Umlage nach § 35e Satz 1 oder die auf-grund eines Vertrages umgelegten Kosten auf seine Kunden umgelegt hat. Es wird vermu-tet, dass die Umlage nach § 35e Satz 1 in die Kalkulation des Gaspreises eingeflossen ist, es sei denn, der Bilanzkreisverantwortliche oder der Gaslieferant weist nach, dass dies nicht erfolgt ist. Satz 1 und 2 gelten nicht für Verträge, in denen die Umlage nach § 35e Satz 1 in einen Festpreis einkalkuliert war.\r\nEs ist nachvollziehbar, dass der Gesetzgeber einen Hinweis auf die Entlastung auf der Kunden-rechnung wünscht. Allerdings sei darauf hingewiesen, dass bereits jetzt Kundenrechnungen eine sehr hohe Zahl an Informationen und Daten für Kunden beinhalten müssen. Die stetige Ausweitung der Informationspflichten auf Kundenrechnungen führt daher nicht zu mehr Transparenz, sondern erhöht die Komplexität und senkt damit die Verständlichkeit für Kun-den.\r\nDie Annahme, dass die Umlage nach § 35e Satz 1 in allen Lieferverhältnissen und in voller Höhe in die Kalkulation des Gaspreises eingeflossen ist, entspricht nicht der Praxis. Der Gas-markt ist ein Wettbewerbsmarkt und die Preise bilden sich im Wettbewerb. Deshalb sollte die Erwartungshaltung, dass die Gasversorger den Gaspreis um die volle Gasspeicherumlage sen-ken, gedämpft werden. Dieses Verständnis ist in der Norm durch den Satz „soweit der Bilanz-kreisverantwortliche oder Gaslieferant die Umlage […] auf seine Kunden umgelegt hat“ bereits angelegt.\r\nEine Ausweisung der Entlastung in der „Gasrechnung“ gemäß Satz 3 der Regelung ist aus Sicht des BDEW kein geeignetes Mittel, um die Kunden mit der Rechnung über die Entlastung zu in-formieren. Die Kunden haben diese Information auch mit einer Preisanpassungsmitteilung be-reits erhalten. Konkret auszuweisen, um welchen Betrag sich die Rechnung durch die Abschaf-fung der Gasspeicherumlage vermindert hat, würde für die Endkundenlieferanten bedeuten, dass der entsprechende jeweilige Entlastungsbetrag explizit berechnet werden müsste. Dies hätte zur Folge, dass immer zwei Beträge, einer mit Gasspeicherumlage und einer ohne darge-stellt werden müssten.\r\nEbenso ist die Implementierung einer zusätzlichen Berechnung in den Abrechnungssystemen ein nicht gerechtfertigter Aufwand für eine einmalige Maßnahme. Das würde zu einem größe-ren Aufwand führen, weil auf den Rechnungsvorlagen nicht ohne Weiteres frei editierbare Fel-der zur Verfügung stehen und auch der Betrag so in das System eingespielt werden müsste, dass in allen auf das System zugreifenden Nachbarsystemen wie z.B. die Buchhaltung der Be-trag nicht als zu erwartende Forderung oder auszureichende Gutschrift erfasst wird. Bei einer zusätzlicher Abrechnungslogik im IT-System stünden Nutzen und Aufwand in keinerlei\r\nSeite 6 von 7\r\nVerhältnis. Es wäre daher zu begrüßen, wenn in den Rechnungen nur ein allgemeiner Hinweis auf nicht mehr berücksichtigte Umlage nach § 35e Satz 1 EnWG-E aufgenommen werden könnte. Dabei sollte die Umlage in ihrer vor dem 1. Januar 2026 im Endkundenpreis berück-sichtigten Höhe in EURO-Cent pro kWh genannt werden. Aus Kundensicht sollte die Informa-tion ausreichend sein und durch Multiplikation mit dem Verbrauch lässt sich für den Kunden die Einsparung leicht ermitteln. Ebenso besteht so keine Gefahr, dass Kunden irritiert werden, wenn sich die auszuweisende Entlastung durch Wegfall der Umlage nach § 35e Satz 1 EnWG-E bei zum Beispiel zum 1. Januar 2026 steigenden Netzentgelten trotz einer 1:1-Weitergabe der Entlastung nur teilweise auf die Gesamtrechnungssumme ausgewirkt hat.\r\nBDEW schlägt daher entweder die Streichung oder die folgende Anpassung von Satz 4 vor:\r\nBDEW-Änderungsvorschlag § 35g Abs. 7 Satz 4 EnWG-E:\r\nDer Betrag, um den sich die Gasrechnung nach Satz 1 gemindert hat, ist in der Gasrech-nung transparent auszuweisen. Für den Abrechnungszeitraum, in dem die Entlastung durch den Wegfall der Umlage erfolgte, ist spätestens in der Gasrechnung auf die Ent-lastung durch den Wegfall der Umlage nach § 35e Satz 1 hinzuweisen und die Höhe der im Endpreis berücksichtigten Umlage vor dem 1. Januar 2026 transparent auszuweisen.\r\n›\r\nVerordnungsermächtigung gemäß § 35h EnWG-E\r\nDie Regelung des § 35h EnWG-E steht der von der Bundesregierung beabsichtigten, im Koaliti-onsvertrag vereinbarten, vollständigen Abschaffung der Gasspeicherumlage entgegen. Eine Verordnungsermächtigung erscheint auch nicht der richtige Weg, um eine Wiedereinführung der Gasspeicherumlage für den Fall zu regeln, dass bestimmte – heute noch nicht spezifizier-bare – Gründe dies erforderlich machen.\r\nEine erneut zu erhebende Umlage sollte nicht per Verordnung und mit entsprechend kurzen Fristen ohne Einbindung des Parlaments eingeführt werden dürfen, sondern, so sie unum-gänglich ist, nur in einem regulären Gesetzgebungsprozess. Die hier vorgeschlagene Verord-nungsermächtigung widerspricht dem Wesentlichkeitsprinzip, das besagt, dass die wesentli-chen Aspekte einer Regelung, insbesondere einer belastenden Regelung, im Gesetz festge-schrieben werden müssen. Der unbestimmte Rechtsbegriff „wenn dies zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit zwingend erforderlich ist“, ist nicht näher konkretisiert und damit letztlich nicht bestimmbar.\r\nAußerdem erhöht die Regelung die Unsicherheit beim Abschluss zukünftiger Lieferverträge und die Unplanbarkeit für die Marktakteure. Sollte eine solche Verordnung kurzfristig oder so-gar rückwirkend eine Umlage einführen, besteht das hohe Risiko, dass die entstandenen\r\nSeite 7 von 7\r\nKosten nicht oder nur unzureichend an die Kunden weitergegeben werden können. Dies könnte zu einer unzumutbaren Kostenbelastung für die Unternehmen führen, da vertragliche Anpassungen und die Kommunikation mit den Kunden entsprechende Vorlaufzeiten erfor-dern. So wieder Entwurf in § 35g Abs. 7 EnWG-E Regelungen zur Weitergabepflicht der Entlas-tung enthält, müsste ein Gesetz auch bei einer potenziellen Wiedereinführung einer Umlage klare und planbare Bedingungen für die Lieferanten enthalten.\r\nZudem ist nicht festgelegt, mit welchen Fristen eine solche neue Umlage eingeführt werden sollte. Der Entwurf lässt offen, ob eine solche \"Umlage\" ad hoc oder sogar rückwirkend einge-führt werden könnte. Eine fehlende Konkretisierung des Anwendungszeitpunkts und der Vor-laufzeiten schafft erhebliche Unsicherheiten für die Bilanzkreisverantwortlichen und Gasliefe-ranten.\r\nEine neu zu erhebende Umlage sollte nicht per Verordnung und mit entsprechend kurzen Fris-ten eingeführt werden dürfen, sondern, so sie unumgänglich ist, nur in einem regulären Ge-setzgebungsprozess inkl. Anhörung der Öffentlichkeit. Die hier vorgeschlagene Verordnungs-ermächtigung widerspricht dem Vorbehalt des Gesetzes und dem Wesentlichkeitsprinzip, das besagt, dass die wesentlichen Aspekte einer Regelung, insbesondere einer belastenden Rege-lung, im Gesetz festgeschrieben werden müssen.\r\nBDEW-Änderungsvorschlag:\r\nDer § 35 h EnWG-E ist daher zu streichen.\r\nSollte eine Streichung dennoch nicht vorgenommen werden, sind objektive Anknüpfungs-punkte, Prozesse und Fristen im Gesetz zu regeln und dürfen nicht in eine Verordnung ausge-lagert werden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-07-31"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020786","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Risikoabsicherungsinstrumenten und Abgabenentlastungen zur Förderung des Wasserstoffhochlaufs","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/b3/08/642302/Stellungnahme-Gutachten-SG2511210005.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 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, 90\r\nProzent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein Drittel\r\nder 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\nBerlin, 29. Oktober 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nRisikomanagement im Wasserstoff-markthochlauf: Garantieinstrumente für potenzielle Vertragspartner\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 12\r\nInhalt\r\n1 Risikomanagement im Wasserstoffhochlauf ....................................................... 3\r\n1.1 Ökonomische Realität: Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage .... 3\r\n1.2 Aktuelle Herausforderungen hinsichtlich der Risiken .................................... 4\r\n2 Risiken im Wasserstoffmarkt(-hochlauf) ............................................................ 5\r\n3 Priorisierung von Risiken und mögliche Instrumente .......................................... 6\r\n3.1 Zwangsläufig staatlich abzusichernde Risiken................................................ 7\r\n3.1.1 Marktpreisrisiko.............................................................................................. 7\r\n3.1.2 Infrastrukturrisiko ........................................................................................... 8\r\n3.1.3 Ordnungspolitisches Risiko ............................................................................. 9\r\n3.2 Risiken, die marktnah getragen werden können ......................................... 11\r\n4 Fazit ................................................................................................................. 12\r\nSeite 3 von 12\r\n1 Risikomanagement im Wasserstoffhochlauf\r\nDer Markthochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist ein zentraler Baustein der Energiewende und von strategischer Bedeutung für das Erreichen der Klimaziele. Die Energiewende gelingt nur, wenn Strom, Wärme, Mobilität und Industrie enger zusammengedacht werden. Genau hier ent-faltet Wasserstoff sein Potenzial: Als flexibel einsetzbarer Speicher von Energie überbrückt er nicht nur Schwankungen bei Wind- und Sonnenstrom, sondern schafft auch neue Möglichkeiten für eine klimaneutrale Energieversorgung und den Energietransport. Ohne diesen Baustein bleibt die Energiewende fragmentiert; Wasserstoff ist essenziell für die Erreichung der Dekar-bonisierungsziele. Gleichzeitig stellt er alle beteiligten Akteure – in diesem Papier liegt der Fokus auf Produzenten, Midstreamern, Endkunden und dem Staat – vor Herausforderungen beim Ri-sikomanagement, Portfolioaufbau und der Fristentransformation, da sich vor allem langfristige Geschäftsmodelle aktuell nicht selbst tragen und dadurch Investitionsentscheidungen hinaus-gezögert werden. Anders als in etablierten Märkten fehlen belastbare Strukturen, standardi-sierte Produkte und ausreichend abgesicherte Nachfrage. Wasserstoff und seine Derivate sind (noch) keine handelbare Commodity; ein funktionierender Markt mit verlässlichen Preissigna-len muss sich erst entwickeln. Es fehlt weiterhin an regulatorischen und politischen Rahmenbe-dingungen, die eine Marktentwicklung und -gestaltung und somit Investitionen auch vor dem Hintergrund der Importabhängigkeit auf internationaler Ebene ermöglichen.\r\n1.1 Ökonomische Realität: Zahlungslücke zwischen Angebot und Nachfrage\r\nDas Interesse potenzieller Kunden an Wasserstofflieferungen ist sektorübergreifend sehr groß; die Zahlungsbereitschaft hingegen bleibt in der Regel deutlich zu gering. Das Produkt Wasser-stoff ist im Vergleich zu seinen (fossilen) Konkurrenten teuer und nicht wettbewerbsfähig. Das gilt sowohl für kohlenstoffarmen als auch noch mehr für erneuerbaren Wasserstoff. Die Diffe-renz zwischen den Preisen der Produzenten und der Zahlungsbereitschaft der Abnehmer ist groß – der Markt schafft es derzeit nicht, diese Lücke zu überwinden. An dieser Stelle muss politisch und regulatorisch gegengesteuert werden, wenn ein nationaler und europäischer Was-serstoffhochlauf ermöglicht werden soll. Hierzu hat sich der BDEW unter anderem mit den Leit-sätzen und Kernforderungen für den Wasserstoffhochlauf bereits positioniert. Zusammenfas-send werden folgend die drei wichtigsten Stellschrauben zur Schließung der Lücke zwischen Produzentenpreis und Zahlungsbereitschaft der Nachfrage genannt:\r\n1.\r\nVerringerung der Gestehungs- und Lieferkosten und somit des Produzenten- bzw. End-kundenpreises des Wasserstoffs, z.B. durch flexiblere und praxistauglichere Strombe-zugskriterien (mit Investitionsschutz für bereits getätigte Investitionen), Schaffung von Planungssicherheit bei der Netzentgeltbefreiung und der Strompreiskompensation\r\nSeite 4 von 12\r\nsowie\r\nTechnologieneutralität, besonders vor dem Hintergrund der Ausweitung der re-gulatorisch zulässigen bzw. politisch gewünschten Wasserstoffmengen\r\n2.\r\nSteigerung der Zahlungsbereitschaft der Nachfrageseite, z.B. durch Leitmärkte, CO2-Preise oder Quotenmodelle\r\n3.\r\nDirekte Fördermechanismen, z.B. Klimaschutzverträge/CO2-Differenzverträge oder ge-förderte Beschaffungsmechanismen\r\nDas in diesem Papier diskutierte Risikomanagement trägt nicht ausschließlich, aber vor allem zu Punkt 1 bei, indem Risikoaufschläge bei den Lieferkosten minimiert werden. Diese Maß-nahme allein wird jedoch den Wasserstoffmarkt nicht ermöglichen. Vielmehr ist ein ausgewo-gener Mix erforderlich, der alle drei Stellschrauben adressiert.\r\n1.2 Aktuelle Herausforderungen hinsichtlich der Risiken\r\nDamit Investitionen, sowohl in Anlagen zur Wasserstoffproduktion und -nutzung als auch in die notwendige Infrastruktur, frühzeitig und im notwendigen Umfang erfolgen, bedarf es einer dif-ferenzierten Betrachtung von Risiken entlang der Wertschöpfungskette. Wer welches Risiko und damit die Kosten im Schadensfall trägt, ist aktuell weder marktlich geklärt noch durch den geltenden Rechtsrahmen abschließend adressiert. Während z.B. das technische Produktrisiko plausibel von den beteiligten Industrieunternehmen individuell getragen werden kann, sind an-dere Risiken systemisch, insbesondere langfristige Marktpreisrisiken sowie regulatorische und infrastrukturelle Risiken. Wenn sie bei einzelnen Projekten belassen oder auf (einzelne) Unter-nehmen gewälzt werden, ergeben sich (prohibitiv) hohe Risikoaufschläge infolge der Finanzie-rung des Projektes durch erhöhte Zinssätze und ein Attentismus beim Abschluss von (Liefer-) Verträgen. Dies kommt zu der bereits adressierten Lücke zwischen Zahlungsbereitschaft und Produzentenpreis hinzu. Außerdem bestehen große Unsicherheiten hinsichtlich der Preisent-wicklung, welche zu Nachteilen von First-Mover-Projekten führen. Infolgedessen kommen Pro-duktionsprojekte nicht in die entscheidende FEED-Phase (engl. Front End Engineering Design) und eine finale Investitionsentscheidung (FID) wird nicht getroffen. Politisches Commitment und das Ermöglichen von Wettbewerbsfähigkeit, die Schaffung infrastruktureller Voraussetzun-gen, regulatorische Planungssicherheit und gezielte Maßnahmen zur Risikoabsicherung sind da-her entscheidend für die ersten Phasen des Hochlaufs (Initial- und Aufbauphase).\r\nZur Realisierung erster Projekte in der Aufbauphase (im BDEW-Phasenmodell) müssen bilateral Vereinbarungen, eine Koordination über die Lieferkette und dann auch die Versorgung der End-kunden unter oft ungeklärten Bedingungen stattfinden. Für den Aufbau der Wasserstoffversor-gung und des Marktes ist es für die darauffolgende Markthochlaufphase wichtig, dass Midstrea-mer ihre Rolle wahrnehmen können: Sie bringen ihr etabliertes Know-how in Portfoliobildung, Nachfragebündelung, Fristentransformation und Risikomanagement für die Beschaffung, den\r\nSeite 5 von 12\r\nTransport und die Versorgung von Endverbrauchern ein und bilden die Grundlage für den Auf-bau eines liquiden Wasserstoffmarktes. Sie fungieren als Bindeglied zwischen Produktion, Inf-rastruktur und Endkundenmarkt. Nach der Aufbauphase schaffen Midstreamer durch die Ag-gregation der Nachfrage Zugang zum Markt, bündeln diese und strukturieren passende Portfo-lios. Zusätzlich übernehmen sie durch langfristige Verträge und aktives Risikomanagement viel-fältige Risiken entlang der Lieferkette, die einzelne Marktakteure nicht tragen können oder wol-len.\r\nZugleich gilt es, zwischen sinnvoller Risikoabsicherung und potenziell schädlicher Marktverzer-rung zu unterscheiden. Staatliche Unterstützung sollte dort ansetzen, wo sie zur Überwindung echter Markteintritts- und Marktaufbaubarrieren notwendig ist, und diejenigen Risiken adres-sieren, die aufgrund des sich gerade entwickelnden Marktes (noch) nicht von etablierten Play-ern getragen werden können. Eine kluge Risikoanalyse und -verteilung ist daher Voraussetzung für einen erfolgreichen, marktbasierten und nachhaltigen Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft.\r\n2 Risiken im Wasserstoffmarkt(-hochlauf)\r\nDer Aufbau von großskaligen Produktionsanlagen, ersten Lieferketten und die Umstellung von Endkunden auf den Bezug Wasserstoff ist mit vielfältigen Risiken verbunden, die entlang der gesamten Wertschöpfungskette auftreten (können). Diese Risiken unterscheiden sich in ihrer Ausprägung, ihrem zeitlichen Auftreten und ihrer Relevanz für unterschiedliche Akteursgrup-pen. Dabei ist zu betonen: Nicht jedes Risiko erfordert staatliches Eingreifen oder regulatori-sche Absicherung. Insbesondere jedoch in der Initialphase, in der skalierbare Marktmechanis-men noch nicht greifen oder sich erst entwickeln und Investitionsentscheidungen häufig (noch) auf Grundlage bilateraler Vereinbarungen getroffen werden müssen, bestehen zentrale Risiken, die den Markthochlauf erheblich hemmen können. Einige Risiken wirken dabei wechselseitig verstärkend, z.B. wenn Unsicherheiten beim Infrastrukturausbau die Finanzierung in der Nach-frage hemmen oder unklare Regulierungen Produktpreise erhöhen. Diese werden im Folgenden als flankierende Risiken beschrieben.\r\nEine unzureichende Absicherung bestimmter Risiken entlang der Wasserstoffwertschöpfungs-kette stellt ein erhebliches Hemmnis für den erfolgreichen Hochlauf dar. Die aktuell notwendige Dynamik zur Erreichung der energie- und klimapolitischen Ziele erfordert jedoch rasche und umfangreiche Investitionen in Erzeugungskapazitäten, Infrastruktur und Anwendungen. Diese Investitionen bleiben vielfach aus, wenn zentrale Risiken für Unternehmen nicht kalkulierbar oder tragbar sind. Ohne das Adressieren der Preislücke, der Preisunsicherheit und der Langfris-tigkeit sowie geeignete Risikoabsicherungsinstrumente, wie zum Beispiel für Nachfrageentwick-lung oder regulatorische Stabilität, werden viele Projekte nicht umgesetzt oder verzögern sich erheblich. Dies kann zu einem generellen Vertrauensverlust bei Marktakteuren führen und den\r\nSeite 6 von 12\r\nKapitalfluss hemmen. Eine solche Entwicklung hätte langfristige Folgen für die Marktreife des Wasserstoffsystems in Deutschland und Europa und konterkariert das Ziel Deutschlands, globa-ler Leitanbieter und Technologieführer bei Wasserstofftechnologien zu werden. Hinzu kommt, dass ein Markthochlauf mit fehlender Investitionssicherheit die Erreichung der nationalen und europäischen Zielsetzungen gefährdet. Konkret drohen die Verzögerungen bei der Substitution fossiler Energieträger in der Industrie, das Verfehlen von Klimazielen im Energiesystem, ein Rückstand im internationalen Technologiewettbewerb, und ein Abfluss der wirtschaftlichen Wertschöpfung ins Ausland.\r\nDie Relevanz und Absicherungsbedarfe der Risiken sowie der am sinnvollsten abzusichernde Marktakteur variieren in Abhängigkeit vom Entwicklungsstand des hochlaufenden Marktes. Das zentrale Hemmnis für den Markthochlauf von Wasserstoff liegt jedoch im fehlenden Ge-schäftsmodell (entsprechend Kapitel 1.1).\r\n›\r\nAktuelle Phase (Initialphase): In dieser Phase dominieren Einzelprojekte mit maßgeschneiderten bilateralen Verträgen. Risiken sind hoch konzentriert bei einzelnen Akteuren – insbesondere auf der Erzeuger- und Infrastrukturseite. Viele dieser Projekte sind „First-of-a-Kind“-Investitionen mit er-heblichem Innovations- und Koordinationsbedarf. Risiken wie das Marktpreisrisiko, das ordnungspolitische Risiko und das infrastrukturelle Risiko sind hier – vor allem mit Blick auf langfristige Verträge – besonders kritisch und können häufig von den Vertragspart-nern nicht getragen werden.\r\n›\r\nFolgephase (Aufbauphase): Mit zunehmender Standardisierung und Zunahme von Netzanschlüssen entwickeln sich erste Marktmechanismen. Diese Phase ist durch eine zunehmende Systemintegration ge-kennzeichnet: Es entsteht ein physisches Wasserstoffnetzwerk auf Fernleitungs- und Ver-teilnetzebene, das relevante Ankerkunden, Wasserstofferzeuger und Importpunkte mit-einander verbindet. Ein Handel von Wasserstoff und seinen Derivaten entsteht; ein Markt mit ersten verlässlichen Preissignalen entwickelt sich.\r\n3 Priorisierung von Risiken und mögliche Instrumente\r\nEntscheidend ist eine klare Priorisierung derjenigen Risiken, die durch das Fehlen eines liqui-den Marktes nicht oder nur eingeschränkt durch die Unternehmen getragen werden können, und eine darauf abgestimmte Risikoabsicherung. In der aktuellen Marktphase bestehen be-sonders hohe Anforderungen an Verlässlichkeit, Planbarkeit und Koordination durch staatliche und regulatorische Stellen.\r\nSeite 7 von 12\r\n3.1 Zwangsläufig staatlich abzusichernde Risiken\r\nIm Folgenden werden die Risiken dargestellt, die im Wasserstoffhochlauf nicht vom Markt ge-tragen werden können.\r\n3.1.1 Marktpreisrisiko\r\nDas Marktpreisrisiko zeigt sich in mehrfacher Hinsicht: Zum einen besteht eine deutliche Diffe-renz zwischen den Produktionskosten von Wasserstoff und der heutigen Zahlungsbereitschaft im Markt. Zum anderen führt die hohe Preisvolatilität des Wasserstoffes zu erheblicher Unsi-cherheit und erschwert Investitionsentscheidungen. Der Hochlauf des Wasserstoffmarkts er-folgt außerhalb standardisierter Handelsplattformen und ist stattdessen durch bilaterale Ein-zelverträge geprägt. Gleichzeitig konkurriert Wasserstoff preislich mit fossilen Alternativen, de-ren Märkte liquide und deren Kostenstrukturen erheblich günstiger sind. In einem solchen Um-feld stellt die Investition in Wasserstofferzeugungsanlagen ein wirtschaftlich riskantes Vorha-ben dar im Hinblick auf die langfristige Refinanzierung der Anlagen.\r\nHinzu kommt, dass Abnehmer bislang kaum Anreize haben, sich langfristig zu binden, da mit weiter sinkenden Kosten in der Zukunft gerechnet wird. Für die Bankability von Projekten ist jedoch entscheidend, dass Produzenten Verträge über Zeiträume von 15 bis 20 Jahren abschlie-ßen können. Nur dadurch lässt sich eine gesicherte Refinanzierung darstellen, die auch die Ka-pitalkosten reduziert. Solche langfristigen Verträge werden private Abnehmer jedoch kaum mit First-Mover-Projekten eingehen. Wenn Midstreamer die Rolle übernehmen, diese Langfristig-keit für Produzenten herzustellen, benötigen sie ihrerseits staatliche Absicherungen. Ohne eine Absicherung des Marktpreisrisikos bleibt die Bereitschaft zur Errichtung neuer Produktionsan-lagen marktgetrieben aus. Hinzu kommt: Nur wenn die erste höherpreisige Nachfrage realisiert wird, kann die Kostendegression auch realisiert werden. Diese höheren Initialkosten kann je-doch kein potenzieller Nachfrager zahlen, weswegen Attentismus herrscht.\r\nBei der Absicherung des Marktpreisrisikos ist ein technologieoffener Ansatz, bei dem RFNBO-konformer und kohlenstoffarmer Wasserstoff berücksichtigt werden, von zentraler Bedeutung. Auf diese Weise lässt sich das regulatorisch zulässige und politisch gewünschte Angebot erheb-lich vergrößern, was zu einem liquideren Markt, sinkenden Preisen und höherer Kalkulierbarkeit führt. Gleichzeitig stärkt ein breiteres Angebot das Vertrauen potenzieller Abnehmer in die lang-fristige Verfügbarkeit von Wasserstoff.\r\nEin geeignetes Instrument zur Absicherung sind Differenzverträge (Contracts for Difference). CfDs sind ein erprobtes Instrument, um Preise in volatilen Märkten langfristig kalkulierbar zu machen und gleichzeitig den Produzenten langfristige Abnahme zu bieten. Hierbei wird einem Akteur in der Wertschöpfungskette die Möglichkeit geboten, etwa im Rahmen von Auktionen einen Gebotspreis abzugeben. Im Falle des Zuschlags wird das Risiko ungünstiger\r\nSeite 8 von 12\r\nMarktpreisentwicklungen von der Gegenpartei (z.B. dem Staat) getragen. Im Gegenzug verzich-tet der Marktakteur auf die Chance unerwarteter Gewinne, indem er diese an die Gegenpartei abtritt. Für eine bürokratiearme Ausgestaltung von CfDs gilt: Je standardisierter das zugrunde-liegende Produkt, desto kosteneffizienter und wirksamer ist der CfD-Mechanismus. Vor diesem Hintergrund sind CfDs insbesondere für große Commodities wie Energieträger geeignet. Das Beispiel der Klimaschutzverträge/CO2-Differenzverträge zeigt, dass CfDs erheblich komplexer werden, je weiter hinten sie in der Wertschöpfungskette ansetzen, da die zugrundeliegende Produktvielfalt ansteigt. Dem Staat bleibt die Möglichkeit erhalten, durch marktnahe Ausgestal-tung (z. B. Auktionen) Effizienzanreize zu setzen und Förderkosten zu begrenzen.\r\nAuch wenn CfDs ein wirkungsvolles Instrument sein können, um das Marktpreisrisiko zu redu-zieren und Investitionen planbarer zu machen, lösen sie das Problem der fehlenden Nachfrage nicht allein. Selbst bei abgesicherten Preisen fehlt Abnehmern oftmals der Anreiz, langfristige Verträge abzuschließen oder zusätzliche Mengen abzunehmen, solange der Einsatz von Was-serstoff nicht wirtschaftlich attraktiver gestaltet wird. Daher müssen CfDs durch flankierende Maßnahmen ergänzt werden, die gezielt Nachfrage schaffen – etwa durch regulatorische Vor-gaben, Leitmärkte bzw. Quotenmodelle oder gezielte Förderungen in den Anwendungssekto-ren. Nur das Zusammenspiel von Preisabsicherung und Nachfrageanreizen kann den Markt-hochlauf nachhaltig absichern.\r\n3.1.2 Infrastrukturrisiko\r\nVerzögerungen bei der Fertigstellung von notwendigen Infrastrukturen, wie z.B. dem Wasser-stoff-Kernnetz oder Wasserstoffverteilnetzen, aber auch Speichern, Importterminals und Cra-ckern, stellen ein erhebliches Risiko für alle beteiligten Marktakteure entlang der Wertschöp-fungskette dar. Insbesondere die vertraglichen Lieferstrukturen zwischen Produzenten, Trans-porteuren und Abnehmern basieren auf einem klar definierten Zeitplan für die Netzanbindung und den Lieferbeginn. Wird dieser Zeitplan nicht eingehalten, droht die Kündigung bestehender Abnahmeverträge mit gravierenden Folgen für Investitionssicherheit und wirtschaftliche Plan-barkeit.\r\nWasserstoffproduzenten sind auf eine fristgerechte Inbetriebnahme des Netzes und der Infra-strukturen angewiesen, um ihre erzeugten Mengen an Abnehmer zu liefern und damit Einnah-men generieren zu können. Kommt es zu Verzögerungen (z.B. Dauer von Genehmigungsverfah-ren oder andere Verzögerungen höherer Gewalt), entstehen Zwischenphasen, in denen Be-triebskosten – etwa aus bestehenden Stromlieferverträgen – bereits anfallen, ohne dass Erlöse erzielt werden. Die daraus resultierenden Einnahmeausfälle erhöhen den wirtschaftlichen Druck auf die Projektträger erheblich. Zudem müssen finanzielle Verluste häufig über die ver-bleibende Vertragslaufzeit ausgeglichen werden, was zu einer zusätzlichen Verteuerung des\r\nSeite 9 von 12\r\ngelieferten Wasserstoffs führt. Letztlich wird so die Wettbewerbsfähigkeit der gesamten Liefer-kette geschwächt. Auch die Abnehmer stehen ihrerseits in vertraglichen Verpflichtungen ge-genüber ihren eigenen Kunden. Bei Nichterfüllung drohen hier finanzielle Strafen und der Ver-lust von Glaubwürdigkeit gegenüber Kunden, Märkten und Investoren. Ein möglicher Lösungs-weg besteht in der Einführung eines temporären Entschädigungsmechanismus durch den Bund bzw. über staatliche Bürgschaften für alle betroffenen Marktakteure. Ein solcher Me-chanismus könnte betroffene Produzenten und Abnehmer für die Dauer der Verzögerung finan-ziell kompensieren und damit Liquiditätsengpässe abfedern1. Auf diese Weise würden die Risi-ken der Verzögerungen zwischen Netzinfrastruktur und Projekten verringert und die Investiti-onssicherheit entlang der Wertschöpfungskette erhöht.\r\nTemporäre Instrumente, die eine getrennte physikalische und emissionsrechtliche Belieferung erlauben, sodass frühe Projekte ihre produzierten Wasserstoffmengen bis zur Etablierung einer verbundenen, deutschlandweiten Infrastruktur an ihre Abnehmer liefern können, können die Risiken darüber hinaus abfedern. Diese müssen jedoch im Wettbewerbsumfeld betrachtet wer-den und positiv zur Auslastung des Kernnetzes beitragen. Zudem sollte für eine mit öffentlichen Mitteln geförderte Infrastruktur eine transparente Kapazitätszuweisung erfolgen, die einer Use-it-or-lose-it-Klausel und einem Sekundärhandel unterliegen, um eine etwaige Kapazitätshor-tung zu verhindern und eine Beteiligung der Midstream-Branche sicherzustellen.\r\n3.1.3 Ordnungspolitisches Risiko\r\nDer erfolgreiche Hochlauf des Wasserstoffmarkts hängt maßgeblich von einem verlässlichen und konsistenten ordnungspolitischen Rahmen ab. Politische und regulatorische Unsicherhei-ten stellen derzeit eines der gravierendsten Investitionshemmnisse dar – insbesondere, wenn sie in bestehende Geschäftsmodelle eingreifen oder deren langfristige Tragfähigkeit in Frage\r\n1 Der Schwerpunkt dieses Papiers liegt auf den Risiken für Produzenten, Midstreamer und Endkunden. Der Voll-ständigkeit halber muss jedoch darauf hingewiesen werden, dass zudem die Netzbetreiber erheblichen Risiken ausgesetzt sind, die auch im Wasserstoff-Kernnetz durch das AMKG (H2 Amortisationskonto GmbH) nur teilweise abgesichert werden. Während im Kernnetz ein erheblicher Selbstbehalt verbleibt, stehen auch die anderen Infra-strukturbetreiber vor erheblichen Investitionsrisiken. Außerhalb des Kernnetzes existieren bislang keinerlei Me-chanismen zur Risikominderung und für grenzüberschreitende Korridore – die für den Hochlauf essenziell sind – liegt ein entsprechender De-Risking-Ansatz noch in weiter Ferne. Hinzu kommt, dass für Netzbetreiber erhebliche Risiken hinsichtlich der Verzögerung von vor- oder nachgelager-ten Infrastrukturen existieren, die den eigenen Betrieb verhindern und somit zu Liquiditätsengpässen führen kön-nen.\r\nSeite 10 von 12\r\nstellen. Zu den relevanten Risiken zählen unter anderem Änderungen bei der Befreiung von Umlagen, Steuern, Netzentgelten und der Strompreiskompensation für Elektrolyseure, EU-An-forderungen an RFNBO-konformen oder kohlenstoffarmen Wasserstoff, Unsicherheiten im Be-reich der Zertifizierungs- und Herkunftsnachweissysteme, insbesondere an den Schnittstellen zwischen Strom, Gas, Wasserstoff und Wärme, sowie fehlende oder nur unzureichend etab-lierte Normen und Standards entlang einzelner Wertschöpfungsstufen.\r\nDiese Regelungen sind jedoch nicht nur technische Detailfragen: sie sind Grundlage für wirt-schaftlich tragfähige Geschäftsmodelle und somit ein zentrales Element für Investitionsent-scheidungen. Eine spätere Änderung von Anforderungen, die z. B. zur Aberkennung des Status „RFNBO“ führt, kann direkte Auswirkungen auf Abnahmeverträge, Förderung oder Handelbar-keit haben. Aus Sicht des BDEWs sind folgende Instrumente besonders relevant:\r\n1.\r\nKurzfristig Planungs- und Investitionssicherheit herstellen\r\nEs sind schnellstmöglich klare und verbindliche politische Leitplanken mit angemesse-nen Übergangsfristen zu schaffen. Falls eine zeitnahe Klärung regulatorischer Fragen nicht möglich ist (bis Ende des laufenden Jahres), sollte eine Fristverschiebung für be-troffene Regelungen erfolgen (z. B. bei der Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure). Zu-dem sollten Review-Klauseln möglichst vermieden werden, die zentrale Geschäftsgrund-lagen nachträglich in Frage stellen und dadurch Investitionsunsicherheit schaffen. Zwar ist die Anpassung von Regulierung hin zu praxistauglichen Regelungen wichtig (Beispiel Strombezugskriterien für Delegierte Rechtsakte Erneuerbare Kraftstoffe nicht-biologi-schen Ursprungs und Kohlenstoffarme Brennstoffe), aber sie muss trotzdem so stabil sein, dass sie Geschäftsmodelle nicht in Frage stellt und Investitionen nicht entwertet.\r\n2.\r\nEinführung von Bestandsschutzregelungen (Grandfathering)\r\nDamit finale Investitionsentscheidungen heute ermöglicht werden, müssen Investoren verlässlich mit den heute gültigen Rahmenbedingungen planen können. Das umfasst die Sicherheit, dass jegliche nachträglichen Anpassungen regulatorischer Anforderungen, z.B. bei den EU-Definitionen zu Wasserstoff oder bei Normen zur Produktqualität, einen Bestandsschutz für bestehende Projekte umfassen werden. Dabei sollte stets auf den Zeitpunkt der Investitionsentscheidung abgestellt werden und nicht auf den Zeitpunkt der Inbetriebnahme. Der Bestandsschutz sollte zudem immer auch eine Opt-in-Möglich-keit beinhalten, damit First-Mover-Projekte nicht benachteiligt werden, falls die künftige Regulierung größere Freiräume lässt. Grundsätzlich dürfen frühe Projekte bei Aufwei-chung keinen signifikanten Nachteil erlangen und die Instrumente dürfen ihre Wirkung nicht verlieren, nämlich den wirtschaftlichen Betrieb der Projekte zu ermöglichen („First-Mover-Disadvantage“).\r\nSeite 11 von 12\r\nDabei ist wichtig zu berücksichtigen, dass gerade im Marktaufbau und -hochlauf eine pragmati-sche und einfache Regulierung Grundvoraussetzung für die Reduzierung von First-Mover-Disa-dvantages ist.\r\n3.2 Risiken, die marktnah getragen werden können\r\nEin funktionierender Wasserstoffmarkt setzt voraus, dass bestimmte wirtschaftliche Risiken marktnah getragen werden. Dazu gehört vor allem das Abnahmerisiko, also die Gefahr fehlen-der oder unzureichender Nachfrage. Dieses Risiko muss mit Entstehen eines liquiden Marktes von den Unternehmen getragen werden, in der frühen Phase ist jedoch politische Flankierung notwendig, um Investitionen zu ermöglichen. Auch das Produktionskostenrisiko, etwa durch schwankende Strompreise oder Betriebskosten, ist grundsätzlich unternehmerisch abzusichern. Ebenso fällt das technische Produktrisiko, also die Einhaltung von Qualitätsstandards und Defi-nitionen für RFNBO-konformen bzw. kohlenstoffarmen Wasserstoff, in den Verantwortungsbe-reich der Produzenten, auch wenn verlässliche internationale Standards hierfür eine Vorausset-zung sind.\r\nIm noch entstehenden Wasserstoffmarkt aber birgt das Ausfallrisiko, etwa durch Insolvenzen, Projektabbrüche oder vertragliche Nichterfüllung, erhebliche wirtschaftliche Gefahren, da lang-fristige und kapitalintensive Verträge höhere Expositionen mit sich bringen. Hinzu kommt, dass Wasserstoffprojekte verschiedene Märkte miteinander verbinden: Von erneuerbarem Strom (und ggf. Gas), über Wasserstoff (ggf. mit CCS) bis hin zu grünen Endprodukten in den ver-schiedensten Sektoren, teilweise über verschiedene (außereuropäische) Länder: Diese komple-xen Wertschöpfungsstufen machen Wasserstoffprojekte aufgrund der vielen und diversen Ak-teure besonders anfällig für Ausfälle entlang der gesamten Kette. Marktnahe Instrumente wie Bonitätsprüfungen, Diversifizierung, Rücktrittsklauseln oder Wartungsstrategien können Risi-ken reduzieren, reichen jedoch insbesondere bei grenzüberschreitenden Großprojekten oder Kunden mit geringer Bonität nicht aus. Hier können ergänzend staatliche Absicherungsinstru-mente wie UFK-Garantien, Exportkreditgarantien, Aval-Kredite oder eine Absicherung durch Etablierung eines „Buyer of Last Resort“ eingesetzt werden. Ohne solche Instrumente droht die Beschränkung auf wenige, besonders bonitätsstarke Kunden, was die Marktbreite einschränkt.\r\nDas Mengenrisiko umfasst sowohl das Wiedereindeckungsrisiko bei Lieferausfällen als auch das Wiederverkaufsrisiko bei nicht abgenommenen Mengen. In einem wenig standardisierten und illiquiden Markt kann dies Geschäftsmodelle gefährden. Neben Ausfallgarantien sind vor allem vertragliche Absicherungen wie Mengenflexibilität, Ersatzlieferoptionen oder Preisgleitklauseln wichtig. Ergänzend könnten regulatorische Sonderregelungen helfen, indem Unternehmen bei unfreiwilligen Abweichungen vorübergehend alternative Qualitäten einsetzen dürfen.\r\nSeite 12 von 12\r\n4 Fazit\r\nGelingt der Wasserstoffhochlauf, gelingt die Energiewende. Dafür müssen jetzt die zentralen Hemmnisse beseitigt werden: Die Preislücke zwischen Produzentenpreis und Zahlungsbereit-schaft muss schnellstmöglich geschlossen werden – technologieoffen und mit wirksamen, wettbewerblich organisierten Instrumenten wie CfDs, flankiert durch Nachfrageanreize.\r\nDabei gilt: Die Absicherung des Marktpreisrisikos bedeutet langfristige Planungssicherheit bei Preisniveau und -volatilität. Investitionen fließen nur, wenn Preisabsicherung und verlässliche 15–20-Jahres-Abnahmen zusammenkommen und Midstreamer ihre Rolle durch in der Aufbau-phase zielgenaue staatliche Rückendeckung wahrnehmen können. In der Initialphase sollte diese Preisabsicherung auch für bilaterale Vertragspartner gelten.\r\nFür die gesamte Wertschöpfungskette muss ordnungspolitische Verlässlichkeit gelten. Sie ist Investitionswährung: Klare Fristen, Bestandsschutz (Grandfathering) und keine nachträgliche Entwertung von Investitionen sichern die Bankability der First-Mover. Zudem muss das Infra-strukturrisiko in der initialen Startphase auf ein Minimum reduziert werden. Wo Verzögerun-gen drohen, braucht es Absicherungen, damit Projekte nicht ins Leere laufen und First-Mover benachteiligt werden.\r\nWenn diese beschriebenen Handlungsempfehlungen adressiert werden, ist die Energiewirt-schaft ihrerseits in der Lage, vielfältige Risiken zu tragen. Dazu zählen neben dem technischen Produktrisiko unter anderem das Produktionskostenrisiko, das Mengenrisiko und das Abnah-merisiko.\r\nDas Ziel ist kein Dauer-Subventionszustand, sondern ein schneller Übergang in einen liquiden, standardisierten und marktbasierten Handel. Dazu braucht es jetzt entschlossene und markt-nahe Entscheidungen, die Risiken dort absichern, wo sie systemisch sind, und Freiräume dort lassen, wo der Markt sie tragen kann."},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020786","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Risikoabsicherungsinstrumenten und Abgabenentlastungen zur Förderung des Wasserstoffhochlaufs","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2b/8d/642304/Stellungnahme-Gutachten-SG2511210006.pdf","pdfPageCount":11,"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\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\nBerlin, 5. November 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nFakten und Argumente\r\nKosten von Wasserstoff durch recht-liche und regulatorische Rahmenbe-dingungen\r\nKostenfaktoren und Minderungspotenziale der Gestehungskosten\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 11\r\nInhalt\r\n1 Vorbemerkung ................................................................................................... 3\r\n2 Erfassung aktueller Auswirkungen auf Gestehungskosten .................................. 4\r\n2.1 Aktuelle, konkrete Kostenfaktoren ................................................................ 4\r\n2.2 Aktuelle durch Bürokratie oder ungenutztes Potenzial entstehende Kostenfaktoren ............................................................................................... 5\r\n3 Erfassung zukünftiger Auswirkungen auf Gestehungskosten .............................. 5\r\n4 Fazit .................................................................................................................. 8\r\n5 Anhang ............................................................................................................. 10\r\nSeite 3 von 11\r\n1 Vorbemerkung\r\nIm vorliegenden Papier werden aktuell vorhandene sowie absehbar entstehende Kostenfakto-ren der Wasserstoffgestehung aufgeführt, die aus rechtlichen und regulatorischen Rahmenbe-dingungen resultieren. Das Papier zeigt auf, wie die Rahmenbedingungen die Kostenstruktur beeinflussen und sich im Wasserstoffmarkt und auf die Wettbewerbsfähigkeit von hierzulande erzeugtem Wasserstoff im europäischen und internationalen Vergleich auswirken können.\r\nWasserstoff wird eine Schlüsselrolle in der Dekarbonisierung von Industrie und Energiewirt-schaft spielen – nicht nur als dekarbonisiertes Molekül für Prozesse und Erzeugung, sondern auch mit seiner Systemfunktion, indem Wasserstoff Erneuerbare Energien speicherbar und damit verlässlich nutzbar macht. Derzeit befindet sich der Wasserstoffhochlauf jedoch noch in seiner initialen Phase, das heißt sowohl die notwendige Infrastruktur als auch der Markt selbst mit hinreichendem Angebot und Nachfrage müssen erst noch aufgebaut werden. In dieser ini-tialen Hochlaufphase bedarf der Mengenhochlauf selbst einer Anschubförderung.\r\nDie Förderung durch Haushaltsmittel kann, insbesondere vor dem Hintergrund des notwendi-gen kosteneffizienten Mitteleinsatzes, nur ein Baustein in der Aufbauphase sein. Zu bedenken ist, dass die Erzeugung von Wasserstoff zukünftig durch die Überregulierung mit immensen zusätzlichen Kosten belastet wird. Da der Markthochlauf von Wasserstoff mit einem Förderbe-darf einhergeht, kann aus haushälterischer Sicht ein Abbau der aktuellen sowie absehbaren Kostenfaktoren für die Bundesregierung zielführend sein, um die Zahlungslücke zwischen An-gebot und Nachfrage zu verringern. Die Bundesregierung muss daher Investitionssicherheit im Bereich der Erzeugung schaffen und sich für eine kurzfristige Reduktion der Wasserstoffgeste-hungskosten einsetzen. Dafür müssen die rechtlichen und regulatorischen Restriktionen für kohlenstoffarmen und erneuerbaren Wasserstoff insbesondere in den Delegierten Rechtsak-ten für RFNBO und Low Carbon Fuels abgebaut werden, um die derzeit daraus resultierende künstliche Verteuerung des Wasserstoffs zu beenden und zugleich den Förderbedarf zu redu-zieren. Entscheidend ist dabei ein technologieoffener Ansatz, der sowohl erneuerbaren als auch kohlenstoffarmen Wasserstoff berücksichtigt.\r\nIm Folgenden werden die Kostenfaktoren aufgeteilt nach aktuellen und künftigen bereits ein-zukalkulierenden Änderungen aufgelistet.\r\nSeite 4 von 11\r\n2 Erfassung aktueller Auswirkungen auf Gestehungskosten\r\n2.1 Aktuelle, konkrete Kostenfaktoren\r\n-\r\nStromsteuer:\r\nNach § 9a Abs. 1 Nr. 1 entfällt die Stromsteuer bei der Stromverwendung durch Unter-nehmen des Produzierenden Gewerbes “für die Elektrolyse”, jedoch nicht für sonstige Verbräuche, wie beispielsweise den Betriebsstrom oder Nebenaggregate oder die Kompression für die Netzeinspeisung. Für diese Verbräuche fallen nach § 3 (Steuertarif im Grundsatz) des Stromsteuergesetzes (StromStG) 20,50 €/MWh an. Nach § 9b Abs. 1, 2a fällt bei der Stromverwendung durch Unternehmen des Produzierenden Gewer-bes „für betriebliche Zwecke“, also außerhalb des Elektrolyseprozesses eine Strom-steuer in Höhe von 15,37 €/MWh (0,50 €/MWh für 2024 und 2025) an. Dies entspricht ungefähr 0,12 €/kg Wasserstoff (entsprechend Tabelle 1 im Anhang).\r\n-\r\nBaukostenzuschüsse Strom:\r\nDer Baukostenzuschuss für den Anschluss ans Stromnetz berechnet sich aus dem arith-metischen Mittel des Netzentgelte-Leistungspreises der letzten fünf Jahre und der in-stallierten Leistung. Je nach Standort und Betrieb des Elektrolyseurs können zwischen 0,09 – 0,15 €/kg Wasserstoff anfallen.\r\n-\r\nKWKG- und Offshore-Umlage:\r\nFür die KWKG- und Offshore-Umlage kann in Summe ein Betrag von 1,093 ct/kWh an-fallen. Zwar besteht eine Befreiung nach § 25 EnFG für erneuerbaren Wasserstoff, je-doch besteht eine Unsicherheit darin, wie erneuerbarer Wasserstoff definiert ist und ob diese Befreiung ausschließlich für den Elektrolyse-Stack-Strom oder auch für den Strombedarf der Peripherie gilt. Dies könnte zu einer zusätzlichen Belastung von ca. 0,08 €/kg Wasserstoff (entsprechend Tabelle 1 im Anhang) führen.\r\n-\r\nKonzessionsabgabe:\r\nHandelt es sich bei den Wasserstofferzeugungsanlagen um Sondervertragskunden zah-len diese eine Konzessionsabgabe im öffentlichen Raum von 0,11 ct/kWh (≈ 0,06 €/kg H2 entsprechend Tabelle 1 im Anhang). Eine vollständige Befreiung nach § 2 Abs. 4 KAV ist zwar möglich, wenn bestimmte Befreiungstatbestände vorliegen, jedoch muss in diesem Fall ein Nachweis durch einen Wirtschaftsprüfer erfolgen.\r\nSeite 5 von 11\r\n2.2 Aktuelle durch Bürokratie oder ungenutztes Potenzial entstehende Kostenfaktoren\r\n-\r\nNationales Nutzen-statt-Abregeln (§ 13k EnWG): Durch die meist unattraktive Ausgestaltung der Regelungen für Elektrolyseure bleibt ein Kostensenkungspotenzial durch niedrigere Strompreise ungenutzt. Die Höhe der potenziellen Kostensenkung ist schwierig zu quantifizieren, könnte aber deutlich grö-ßer als 1 €/kg Wasserstoff ausfallen.\r\n-\r\nGenehmigungsverfahren: Vorbereitung von Genehmigungen und Einhaltung von Vorschriften kosten bei Groß-projekten häufig 1 – 3 Mio. €. Die hieraus entstehende Zeitverzögerung von bis zu zwei Jahren kann Zinskosten in Höhe von ca. 5 – 10 % der Investitionsausgaben verursa-chen. Die Vorgaben des vom Kabinett verabschiedeten Wasserstoffbeschleunigungsge-setzes setzen hier richtige Impulse, führen jedoch noch nicht zu einer konkreten allum-fassenden Kostenminderung. Zudem müssen zwingend Erzeugungsanlagen für kohlen-stoffarmen Wasserstoff in das Wasserstoffbeschleunigungsgesetz mit aufgenommen werden. Dies ermöglicht einen ganzheitlichen Mengenhochlauf und somit die Nutzung der Kostensenkungspotenziale durch Skalierung.\r\n3 Erfassung zukünftiger Auswirkungen auf Gestehungskosten\r\n-\r\nEU-Vorgaben aus DA zu RFNBO-Kriterien – Additionalität und zeitliche Korrelation: Die Additionalität erfordert mittels des delegierten Rechtaktes für RFNBOs ab dem Jahr 2028 Investitionen in neue/zusätzliche EE-Kapazitäten, wodurch de facto mehr Kapital aufgewendet werden muss. Dies kann in einigen Fällen zur Verdopplung der Investiti-onsausgaben pro kg H₂-Ausstoß führen. Ein damit verbundener Effekt ergibt sich aus zusätzlichen Project-on-Project Risiken, insbesondere bei der gleichzeitigen Absiche-rung der Finanzierung von Elektrolyseuren und Erneuerbaren Energien Anlagen. Diese Risiken lassen sich derzeit aufgrund der großen Diskrepanz zwischen PPA- und Spot-marktpreisen marktlich nicht absichern und führen wiederum durch höhere Risikoauf-schläge zu einem zusätzlichen Kostenfaktor.\r\nAußerdem kann durch die Anforderung der zeitlichen Korrelation ab 2030 eine 2 – 5-fach höhere Auslegung von EE-Anlagen oder Elektrolyseuren erforderlich wer-den, um die angestrebte Wasserstoffproduktion in engen Zeitfenstern zu decken. Die zeitliche Korrelation beschreibt, in welchem Zeitintervall die Wasserstoffproduktion gemäß der Strombezugskriterien des DA RFNBO nachweislich mit der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien übereinstimmen muss. Ab 2030 muss dieser Nachweis stündlich anstatt monatlich erfolgen. Dadurch steigen die Anforderungen an die\r\nSeite 6 von 11\r\nBetriebsführung und Flexibilität der Anlagen deutlich. Um die stündliche Korrelation zu gewährleisten, ist eine sehr hohe Überbauung notwendig, d.h., das Verhältnis der Nennleistung des Elektrolyseurs zur Nennleistung der kontrahierten Erneuerbaren Energien ist deutlich größer zwei. Zudem erfordert die stündliche Korrelation eine breite Diversifizierung des PPA-Portfolios über verschiedene erneuerbare Erzeugungs-anlagen. Nur so kann in möglichst vielen Stunden eine Wasserstoffproduktion sicher-gestellt werden, die den Anforderungen des Strombezuges entspricht. Gleichzeitig führt dies aber auch dazu, dass in EE-reichen Stunden projektbezogener Überschuss-strom zu dann meist sehr niedrigen Strompreisen am Spotmarkt verkauft werden muss. Hierdurch – auch in Verbindung zum Additionalitätskriterium – erhöhen sich die Bereitstellungkosten pro kg Wasserstoff stark. Hinzu können weitere Kosten für not-wendige H2-Speicherung kommen. Eine Quantifizierung ist abhängig von einer Vielzahl von Faktoren, u.a. ob und zu welchen Kosten Speicherkapazität im System vorhanden ist, welche Kosten zusätzliche Elektrolysekapazität hervorruft sowie welche Flexibilität auf Seite der Abnehmer besteht. Je nach individueller Projektausgestaltung können die Kriterien die Kosten um etwa 30 – 40% bzw. bis zu 2 – 3 €/kg Wasserstoff erhöhen. Die zukünftigen Verschärfungen der Strombezugskriterien wirken sich bereits jetzt auf die Kosten aus.\r\n-\r\nStrombezugskriterien des Delegierten Rechtsakt Low Carbon Fuels: Auch die im Delegierten Rechtsaktes zu Low Carbon Fuels befindlichen regulatorischen Vorgaben führen zu einem zusätzlichen Kostenfaktor in der Produktion von kohlen-stoffarmen Wasserstoff: An die Begründung der Strombezugskriterien für die RFNBO-konforme Wasserstofferzeugung anlehnend werden auch beim kohlenstoffarmen Wasserstoff die geforderten Grünstromkriterien im Falle einer CO2-freien/armen An-rechnung des verwendeten Stroms zu einem erheblichen Kostenfaktor führen.\r\n-\r\nWegfall der Netzentgeltbefreiung ab 2029 (§ 118 EnWG): Der Wegfall der Netzentgeltbefreiung ab 2029 für Elektrolyseure kann zu einem deutli-chen Kostenfaktor führen. Eine allgemeine Quantifizierung des Kostenfaktors ist je-doch schwierig: Netzentgelte schwanken regional und nach Netzebene sehr stark. Zu-dem entfällt der Großteil des Kostenfaktors auf leistungsbezogene Kosten, die sich bei flexiblen Elektrolyseuren mit geringen Volllaststunden besonders stark auf die Wasser-stoffgestehungskosten in €/kg auswirken. Dies ist ein Fehlanreiz zum Nachteil der fle-xiblen Fahrweise von Elektrolyseuren. In Abhängigkeit der Höhe der Netzentgelte und der Spannungsebene würden der Kosten 2 – 3 €/kg Wasserstoff betragen.\r\nSeite 7 von 11\r\n-\r\nGeplante Baukostenzuschüsse Wasserstoff:\r\nAuch für den Anschluss an das Wasserstoffnetz werden Baukostenzuschüsse geplant. Der daraus resultierende Kostenfaktor kann derzeit aber kaum quantifiziert werden.\r\n-\r\nWegfall Strompreiskompensation (SPK) nach 2030: Der mögliche Wegfall der Strompreiskompensation führt zu einer weiteren regulatori-schen Unsicherheit, unter der Investitionsentscheidungen erheblich erschwert werden. Der Effekt auf die Kosten bei der Wasserstoffproduktion ist stark abhängig von diver-sen Faktoren, unter anderem dem CO2-Preis im ETS, der eingesetzten Strommenge und der Beihilfeintensität. Die Vielzahl an Einflussfaktoren führt zu einer breiten Kos-tenspanne. Der Wegfall der SPK kann bspw. bei der erneuerbaren Wasserstoffproduk-tion zu Kosten in Höhe von 1,6 bis 3,2 €/kg H2 führen.\r\n-\r\nWegfall Befreiung Offshore Netzumlage ab Inbetriebnahme 2030 (§ 25 EnFG):\r\nDer Wegfall der Befreiung der Offshore Netzumlage ist schwer abschätzbar, er könnte je nach Trendentwicklung in etwa 1,5 ct/kWh (≈ 0,75 €/kg H2 entsprechend Tabelle 2 im Anhang) betragen.\r\n-\r\nWegfall Befreiung § 19 StromNEV Aufschlag ab Inbetriebnahme 2030 (§ 25 EnFG):\r\nDer Wegfall der Befreiung von § 19 StromNEV ist ebenfalls schwer abschätzbar, er könnte je nach Trendentwicklung in etwa 0,1 ct/kWh (≈ 0,05 €/kg H2 entsprechend Ta-belle 2 im Anhang) betragen.\r\n-\r\nWegfall Befreiung KWKG-Umlage ab Inbetriebnahme 2030 (§ 25 EnFG):\r\nDer Wegfall der Befreiung von der KWKG-Umlage ist äußerst schwer abschätzbar, er könnte je nach Trendentwicklung in etwa 0,3 ct/kWh (≈ 0,15 €/kg H2 entsprechend Ta-belle 2 im Anhang) betragen.\r\n-\r\nMöglicher Wegfall der freien Zuteilung von ETS-Zertifikaten (EU-EHR, EU-ZuVO, TEHG, EHV 2030):\r\nSeite 8 von 11\r\nWasserstofferzeugungsanlagen können unter bestimmten Bedingungen eine freie Zu-teilung von ETS-Zertifikaten erhalten, auch wenn sie selbst keine direkten Emissionen verursachen. Diese Zertifikate können am Markt für den Gegenwert von etwa 0,5 – 1 €/kg Wasserstoff verkauft werden, in Abhängigkeit vom ETS-Preis. Voraussetzung hierfür ist ein Fortbestand des entsprechenden Benchmarks in der derzeit in Bearbei-tung befindlichen Verordnung.\r\n4 Fazit\r\nDie aktuellen rechtlich und regulatorisch bedingten Kostenfaktoren stellen einen erheblichen Belastungsfaktor für die Wirtschaftlichkeit der Wasserstoffproduktion dar. Die Kostenstruktur wirkt sich unmittelbar auf die Rentabilität von Wasserstoffprojekten aus. Um die absehbar hö-heren Projekt- und Betriebskosten durch veränderte Rahmenbedingungen (u.a. Netzentgelte, Offshore-Netzumlage, StromNEV-Aufschlag, KWKG-Umlage) auszugleichen, müsste beim Preis für erneuerbaren Wasserstoff über 2 €/kg mehr einkalkuliert werden. Die Produktion von koh-lenstoffarmem Wasserstoff in Deutschland ist bereits heute teilweise mit diesen Kosten belas-tet. Grundsätzlich ist im Rahmen des Markthochlaufes ein technologieoffener Ansatz, bei dem RFNBO-konformer und kohlenstoffarmer Wasserstoff berücksichtigt werden, von zentraler Be-deutung. Auf diese Weise lässt sich das politisch gewünschte Angebot in der wichtigen Initial- und Aufbauphase erheblich vergrößern, was zu einem liquideren Markt, sinkenden Preisen und höherer Kalkulierbarkeit führt. Das langfristige Zielbild einer Wasserstoffversorgung auf Basis von Erneuerbaren Energien bleibt dabei unberührt.\r\nDer Strombezug der Nebenanlagen ist ein erheblicher Kostenfaktor für die Höhe der Geste-hungskosten. Wichtig ist zudem die Strompreiskompensation (SPK) zu nennen, die derzeit bis 2030 gilt, laut Koalitionsvertrag jedoch „dauerhaft“ verlängert werden soll. Grundsätzlich gleicht die SPK die indirekten CO₂-Kosten aus, die stromintensive Unternehmen infolge des EU-Emissionshandels über höhere Strompreise tragen müssen. Ein Wegfall der SPK würde auch die Wasserstoffproduktion betreffen, da diese als beihilfefähiger Teilsektor gemäß An-hang I der Beihilfe für den Handel mit Treibhausgasemissionszertifikaten gilt.\r\nBei angenommenen Gestehungskosten von rund 10 €/kg für RFNBO-konformen Wasserstoff in Deutschland im Jahr 2030 könnten mehr als 50 % durch regulatorische Vorgaben verursacht werden. Die Strombezugskriterien der Delegierten Rechtsakte sowie der Wegfall der Netzent-geltbefreiung für Elektrolyseure bilden die größten potenziellen Kostenfaktoren. Dennoch sind auch die geringeren Kostenfaktoren, wie diverse Umlagen oder die geplanten Baukostenzu-schüsse in Summe erhebliche zusätzliche Belastungen, die Business Cases verhindern können. Es wird deutlich, dass eine umfassende Entlastung bei Abgaben und Umlagen in der Hochlauf-phase ein zentraler Hebel sein kann. Diese müssen jedoch immer systemisch betrachtet\r\nSeite 9 von 11\r\nwerden, um andere Netznutzer oder Wertschöpfungsstufen nicht übermäßig zu belasten. Ab-bildung 1 veranschaulicht die aktuellen sowie zukünftigen potenziellen Kostenfaktoren, die bei der Risikobewertung von Projekten und ihren Betriebskosten einkalkuliert werden müssen. Zu beachten ist hierbei, dass die hierbei abgebildeten Potenziale zu Kostensenkungen oder dro-henden regulatorischen Kosten im Zusammenhang mit der Erzeugung von Wasserstoff auf-grund ihrer unterschiedlichen Erzeugungsprozesse nicht generell additiv betrachtet werden können.\r\nDie rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen für erneuerbaren sowie kohlenstoff-armen Wasserstoff müssen dringend angepasst werden, um Investitionen nicht zu gefährden und den Hochlauf einer nachhaltigen Wasserstoffwirtschaft erfolgreich zu ermöglichen. Hinzu kommt, dass eine Kostenreduktion durch den Abbau von rechtlich und regulatorisch induzier-ten Kostenfaktoren auch im Falle einer staatlichen Förderung von Projekten zu Beginn des Hochlaufes die notwendige Fördersumme und somit die Belastung des Haushaltes erheblich reduziert.\r\nAbbildung 1: Potenzielle Kostenfaktoren bei der Erzeugung von Wasserstoff\r\nSeite 10 von 11\r\n5 Anhang\r\nTabelle 1: Aktuelle Auswirkungen auf die Gestehungskosten Posten Kostenfaktor (Schätzungen) Umrechnung* in €/kg H2 Bemerkung Aktuelle, konkrete Kostenfaktoren Stromsteuer = 15,37 €/MWh (ab 2026) ≈ 0,12 €/kg H2 Stromsteuer entfällt nicht für sonstige Verbräuche, wie z.B. Balance of Plant (BOP) oder Kompression für die Netz-einspeisung. Baukostenzuschüsse Strom ≈ 0,12 €/kg H2 Beträgt zwischen 0,09 – 0,15 €/kg H2, je nach Standort und Betrieb des Elektrolyseurs. KWKG- und Offshore-Umlage ≈ 1,1 ct/kWh ≈ 0,08 €/kg H2 Unsicherheit, ob die bestehende Be-freiung nur für den Stack-Strom oder auch für Peripherie besteht. Konzessionsabgabe = 0,11 ct/kWh ≈ 0,06 €/kg H2 Nur, wenn Wasserstofferzeugungsan-lagen Sondervertragskunden sind; Be-freiung in bestimmen Fällen möglich. Aktuelle durch Bürokratie oder ungenutztes Potenzial entstehende Kostenfaktoren Nationales Nutzen-statt-Abregeln (§ 13k EnWG)\r\n≈ 1 €/kg H2 Durch unattraktive Ausgestaltung bleibt Potenzial meist ungenutzt. Genehmigungsverfahren + 5 – 10% CAPEX\r\nBei Großprojekten ausgelöst durch Zeitverzögerung.\r\n*Annahme: Strombedarf pro kg H2: 50 kWh (≈66% Systemwirkungsgrad); Anteil BoP am Strombedarf 15% **Strompreise für Nicht-Haushaltskunden ohne erstattungsfähige Steuern und Jahresstromverbrauch zwischen 20.000 – 70.000 MWh (bei 4.000 Volllaststunden eines 5 – 17,5 MW Elektrolyseurs)\r\nSeite 11 von 11\r\nTabelle 2: Zukünftige Auswirkungen auf die Gestehungskosten Posten Kostenfaktor (Schätzungen) Umrechnung* in €/kg H2 Bemerkung Zukünftige Auswirkungen auf die Gestehungskosten Delegierter Rechtsakt RFNBO (Ver-schärfte Strombezugskriterien)\r\n≈ 2 – 3 €/kg H2 Es kann eine 2 – 5-fache höhere Auslegung von EE-Anlagen erforder-lich werden (Additionalität ab 2028 bzw. stündliche Korrelation ab 2030). Delegierter Rechtsakt LCF\r\nSchwer abschätzbar, kann jedoch zu einem erheblichen Kostenfaktor führen. Wegfall Netzentgeltbefreiung ≈ 2 – 3 €/kg H2 (ab 2029) Geplante Baukostenzuschüsse Wasserstoff Schwer abschätzbar, abhängig vom Standort und Betrieb des Elektroly-seurs. Wegfall Strompreiskompensation ≈ 1,6 – 3,2 €/kg H2 Stark abhängig von diversen Fakto-ren (gilt aktuell bis 2030). Wegfall Befreiung Offshore Netzumlage ≈ 1,5 ct/kWh ≈ 0,75 €/kg H2 Je nach Trendentwicklung (ab Inbetriebnahme 2030). Wegfall Befreiung § 19 StromNEV Aufschlag ≈ 0,1 ct/kWh ≈ 0,05 €/kg H2 Je nach Trendentwicklung (ab Inbetriebnahme 2030). Wegfall Befreiung KWKG-Umlage ≈ 0,3 ct/kWh ≈ 0,15 €/kg H2 Je nach Trendentwicklung (ab Inbetriebnahme 2030). Wegfall Freie Zuteilung von ETS-Zertifikaten (EU-EHR, EU-ZuVO, TEHG, EHV 2030) ≈ 0,5 – 1 €/kg H2 Möglicher Kostensenker; abhängig vom ETS-Preis und bei Fortbestand der Benchmarks.\r\n*Annahme: Strombedarf pro kg H2: 50 kWh (≈66% Systemwirkungsgrad); Anteil BoP am Strombedarf 15%"},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-06"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020791","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Wasserstoffbeschleunigungsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/cf/84/643014/Stellungnahme-Gutachten-SG2511240006.pdf","pdfPageCount":51,"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\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, 5. November 2025\r\nStellungnahme\r\nGesetz zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Was-serstoff (WasserstoffBG) und weitere Regelungen\r\nRegierungsentwurf vom 1. Oktober 2025\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 51\r\nInhalt\r\n1. Zusammenfassung der Kernpositionen ....................................................... 5\r\n2. Artikel 1 – Wasserstoffbeschleunigungsgesetz (WasserstoffBG) ................. 9\r\n§ 1 WasserstoffBG – Erneuerbarer Wasserstoff als Ziel des Gesetzes ............. 9\r\n§ 2 WasserstoffBG – Anwendungsbereich ....................................................... 9\r\n§ 3 WasserstoffBG – Begriffsbestimmungen .................................................. 13\r\n§ 4 WasserstoffBG – Überragendes öffentliches Interesse ............................ 14\r\n§ 5 a (neu)- Ergänzende Regelung erforderlich – Maßgaben für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes schaffen ...................... 18\r\n§ 6 und 7 WasserstoffBG – Beschleunigte Vergabe- und Nachprüfungsverfahren ...................................................................... 19\r\n§ 8 WasserstoffBG – Rechtsbehelfe................................................................ 23\r\n§ 9 WasserstoffBG - Sachliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte und des Bundesverwaltungsgerichts ................................................... 24\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Verordnung über das Genehmigungsverfahren ..................................................................... 24\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung .......................................................... 25\r\n§§ 21, 22 UVPG ............................................................................................... 25\r\n§ 10 Absatz 5 UVPG ......................................................................................... 25\r\n§ 67a Absatz 1 Satz 1 UVPG ............................................................................ 25\r\n3. Artikel 2 Änderung des Bundesimmissionsschutzgesetzes ........................ 26\r\n§ 16c BImSchG Sondervorschriften für Wasserstoffinfrastruktur .................. 26\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Anlagenverordnung – 4. BImSchV ......... 27\r\nErgänzende Regelung erforderlich: 9., 13. und 44. BImSchV Wasserstoff-Feuerungs-Anlagen adressieren .......................................................... 27\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 51\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Änderung des Raumordnungsgesetzes . 28\r\nGrundsätze der Raumordnung anpassen ....................................................... 28\r\nVerzicht auf Raumverträglichkeitsprüfung anpassen ..................................... 29\r\nPrüfung alternativer Trassenverläufe beschränken ....................................... 30\r\nUnterlagenumfang für Verzichtsanzeige reduzieren ...................................... 30\r\nProjektmanager ermöglichen – § 12a ROG neu ............................................. 30\r\nAusnahmen von der Notwendigkeit einer Raumverträglichkeitsprüfung schaffen ............................................................................................... 31\r\nNutzungsmöglichkeit bestehender Standorte erweitern - § 13 ROG ............. 32\r\nErgänzende Regelungen erforderlich: Änderung des Baugesetzbuches ........ 32\r\nAußenbereichsprivilegierung im Bauplanungsrecht schaffen ........................ 32\r\n4. Artikel 3 – Änderung der Verwaltungsgerichtsordnung ............................. 33\r\n5. Artikel 5 – Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes ............................... 34\r\n§ 28q Absatz 8 Satz 5 EnWG – überragendes öffentliches Interesse für das Kernnetz anpassen .............................................................................. 34\r\n§ 35h EnWG – Anzeigepflicht statt Genehmigungspflicht bei der Umwidmung von Gasspeichern ist zu begrüßen ...................................................... 35\r\n§ 43 Abs. 2 Satz 1 Nr. 7 EnWG „Energiekopplungsanlagen“ anpassen .......... 35\r\n§ 43a EnWG – Anhörungsverfahren und Erörterungstermin ......................... 35\r\n§ 43 a neuer Absatz – Regelung zur Vollständigkeitsprüfung ergänzen. ....... 36\r\n§ 43a neuer Absatz - Ausschluss von Einwendungen ..................................... 37\r\n§ 43a neuer Absatz EnWG – Gleiche Einwendungs- und Stellungnahmefrist 37\r\n§ 43e Absatz 4 EnWG – Zuständigkeit des BVerwG implementieren ............ 37\r\n§ 43l EnWG – Ergänzung für Erdgasnetz und Derivate erforderlich .............. 38\r\n§ 43l neuer Absatz – Vorrang für Wasserstoffleitungen ergänzen ................ 39\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Umstellung von LNG-Anbindungsleitungen auf Wasserstoff erleichtern ............................. 40\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 51\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Raumordnerische Festlegungen in der AWZ auf Wasserstoffleitungen erstrecken ......................................... 40\r\n§ 43p EnWG (neu): Schnelle Reparatur von Gasleitungen ermöglichen ........ 41\r\n6. Artikel 7 Änderungen des Wasserhaushaltsgesetzes ................................. 41\r\n§ 11c WHG – Verfahren bei Wasserstoffinfrastrukturvorhaben .................... 41\r\n§ 11 c Absatz. 1 Nr. 2 WHG ............................................................................. 42\r\n§ 11c Absatz 2 WHG – Verfahrensbeschleunigung und Fristen ..................... 42\r\nWasserrechtliche Verfahren insgesamt beschleunigen ................................. 43\r\n§ 70 Abs. 1 Satz 3WHG – Präzisierung der Fristenregelung wünschenswert . 43\r\n§ 70 Abs. 4 WHG - Öffentliche Bekanntgabe .................................................. 44\r\n7. Artikel 8 – Änderung des Bundesfernstraßengesetzes .............................. 44\r\n§ 9 Absatz 2d Bundesfernstraßengesetz auf Wasserstoffleitungsvorhaben erweitern ............................................................................................. 44\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 51\r\n1. Zusammenfassung der Kernpositionen\r\nDer BDEW begrüßt den „Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung der Verfügbarkeit von Wasserstoff und zur Änderung weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen für den Wasserstoff-hochlauf sowie zur Änderung weiterer energierechtlicher Vorschriften“. Das Ziel des Gesetzes, eine beschleunigte Zulassung von Wasserstoffinfrastrukturen zu erreichen, ist dringend mit den gebotenen Maßnahmen zu unterlegen, um den Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur auch umsetzen zu können. Entscheidend ist, dass der Gesetzgeber das Momentum nutzt, um einen breiten Anwendungsrahmen in der aktuellen initialen Phase des Wasserstoffhochlaufs zu schaffen, der die Grundlage für den beschleunigten Aufbau der Wertschöpfungsinfrastruktur darstellt. Andernfalls drohen mit dem Gesetz verfolgte Beschleunigungswirkungen in ihrer Wirkung beschränkt zu bleiben, indem Teilelemente von Infrastrukturprojekten nicht umfasst und weiterhin mit planungs- und genehmigungsrechtlichen Hemmnissen konfrontiert sind.\r\nDer BDEW plädiert deshalb in einigen Bereichen für ein ambitionierteres Vorgehen als im Re-gierungsentwurf vorgesehen, um in der Praxis spürbare Beschleunigungen und Verfahrenser-leichterungen zu gewährleisten. Der Regierungsentwurf hat einige gute Regelungen des Refe-rentenentwurfs nicht übernommen, was der BDEW bedauert und im Folgenden kennzeichnet.\r\nNeben den mit dem Gesetz verfolgten wichtigen und notwendigen Beschleunigungen ist auf die Notwendigkeit hinzuweisen, mit weiteren politischen Signalen die aktuell fehlende Wett-bewerbsfähigkeit von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Wasserstoff herzustellen. Dazu gehören die signifikante Reduktion der Wasserstoffgestehungskosten, ein ermöglichender Rechts- und Regulierungs- sowie Finanzierungsrahmen für Infrastruktur außerhalb des Was-serstoff-Kernnetzes und die Schaffung eines Pull-Effekts auf der Nachfrageseite durch einen kohärenten Förderrahmen und Absicherungsinstrumente.\r\n›\r\nAnwendungsbereich erweitern\r\nZur Zielerreichung des Gesetzes ist insbesondere der Anwendungsbereich zu erweitern. Dies gilt vor allem für die Berücksichtigung von kohlenstoffarmem Wasserstoff.\r\nKohlenstoffarmer Wasserstoff ist unabdingbar für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und die Transformation des Industriestandortes Europa. Daher sollten Anlagen zur Erzeugung des kohlenstoffarmen Wasserstoffs in den Anwendungsbereich des Gesetzes aufgenommen wer-den, sofern sie den Bestimmungen der Delegierten Verordnung (EU) der Kommission zur Fest-legung einer Methode zur Bewertung der Einsparungen bei Treibhausgasemissionen durch kohlenstoffarme Kraftstoffe vom 08.07.2025 oder der jeweils geltenden Fassung entsprechen.\r\nAußerdem ist der Anwendungsbereich zu erweitern auf:\r\n•\r\nden Import weiterer Derivate\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 51\r\n•\r\nWasserstoffkraftwerke und Wasserstoff-KWK-Anlagen\r\n•\r\nAnlagen, die zur Verwertung von Reststoffen bei der Wasserstofferzeugung und Was-serstoffspeicherung dienen\r\n•\r\nAnlagen zur Erzeugung (inkl. Aufbereitung) von Wasserstoff und Wasserstoffgemi-schen abseits der Wasserstoffelektrolyse\r\nHier sollte im parlamentarischen Verfahren dringend nachgebessert werden, um die beabsich-tigte Wirkung des Gesetzes in der für den Hochlauf des Wasserstoffmarktes notwendigen Breite zu ermöglichen. Andernfalls droht das Gesetz hinter seinen Zielen zurückzubleiben.\r\n›\r\nBauplanungsrechtliche Privilegierung von Wasserstoffanlagen\r\nUm eine echte Beschleunigungswirkung zu erreichen, muss zudem eine Änderung des Baupla-nungsrechts in den §§ 35, 249a BauGB vorgenommen werden. Durch eine planungsrechtliche Privilegierung von Wasserstoffvorhaben im Außenbereich wären langwierige Bauleitplanver-fahren nicht mehr erforderlich. Die derzeitige „angehängte“ Privilegierung im Bereich der Wind- oder Solarenergie mit den tatbestandlichen Voraussetzungen des § 249a BauGB ist da-für unzureichend. Es sollte zudem klargestellt werden, dass Elektrolyseure unterhalb von 50 t/d (siehe IED) auch in Gewerbegebieten zulässig sein können. Schließlich sollte eine Abwei-chungsmöglichkeit vorgesehen werden, damit Elektrolyseure in Industriegebieten zulässig sind, welche bislang für eine fossile Kraftwerksnutzung vorgesehen waren, um eine zeitauf-wendige Änderung des Bebauungsplans zu vermeiden.\r\n›\r\nÜberragendes öffentliches Interesse für das Kernnetz anpassen\r\nDas überragende öffentliche Interesse für das Kernnetz wird dahingehend eingeschränkt, dass die Projekte bis 2030 in Betrieb genommen werden müssen. Diese Regelung ist aus planungs-rechtlicher Sicht problematisch und sollte gestrichen werden.\r\n›\r\nSchnelle Reparatur von Gasleitungen ermöglichen\r\nEs bedarf für die Gasversorgungsnetzbetreiber einer gesetzlichen Neuregelung, um eine un-verzügliche Reparatur auch tatsächlich durchführen zu können. Die Einhaltung der europa-rechtlich vorgegebenen kurzen Frist wird im Hinblick auf vielfach erforderliche Genehmigun-gen, insbesondere naturschutzfachliche Eingriffsgenehmigungen, absehbar nicht einzuhalten sein.\r\n›\r\nMateriell-rechtliche Erleichterungen schaffen\r\nDer Gesetzentwurf beschränkt sich im Wesentlichen auf verfahrensrechtliche Regelungen. Materiellrechtliche Erleichterungen, die helfen könnten, die Verfahren zu beschleunigen, ent-hält der Entwurf leider nicht. Der Entwurf sollte dringend auch um materielle Regelungen er-gänzt werden. Hierzu gehören beispielsweise konkretere Ausnahmeregelungen für\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 51\r\nErsatzgeldzahlungen zu Ausgleich und Ersatz für naturschutzfachliche Eingriffe (siehe BDEW-Vorschlag auf Seite 17). Andernfalls kann es zur Verhinderung von Vorhaben kommen, wenn die Beschaffung der geforderten Ersatz- und Ausgleichsflächen in der Praxis nicht umsetzbar ist, da diese nicht zur Verfügung stehen.\r\n›\r\nKlarstellende Regelung zum Vergaberecht aufnehmen\r\nAus Sicht des BDEW ist eine eindeutige gesetzliche Regelung im WasserstoffBG erforderlich, die klarstellt, dass das EU-Vergaberecht, der vierte Teil des GWB sowie die entsprechenden Vergabeverordnungen auf Beschaffungsvorgänge im Zusammenhang mit der Wasserstoffinf-rastruktur im Sinne des § 2 des Gesetzes – insbesondere dem Kernnetz – keine Anwendung finden.\r\n›\r\nBedeutung der öffentlichen Wasserversorgung ganzheitlich gewährleisten\r\nDer Gesetzentwurf muss der besonderen Bedeutung der öffentlichen Wasserversorgung Rech-nung tragen. Zwingend zu beachten ist, dass die öffentliche Wasserversorgung eine Aufgabe der Daseinsvorsorge ist und im überragenden öffentlichen Interesse liegt. Das überragende öffentliche Interesse der öffentlichen Wasserversorgung hat Verfassungsrang, während die Wasserstoffinfrastruktur einfachgesetzlich im überragenden öffentlichen Interesse liegt. Da-mit genießt die Öffentliche Wasserversorgung schon normhierarchisch einen Vorrang und kann als im überragenden öffentlichen Interesse liegend im Sinne des besonders herausgeho-benen Belangs des Wohls der Allgemeinheit auf Verfassungsebene eingeordnet werden. Der besondere Schutz der öffentlichen Wasserversorgung muss das überragende öffentliche Inte-resse am Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur überwiegen. Daher ist es richtig, wenn auf ge-setzlicher Ebene geregelt wird, dass die Belange der öffentlichen Wasserversorgung vom über-ragenden öffentlichen Interesse am Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft unberührt bleiben. Der BDEW setzt sich allerdings für eine klare und für die Vollzugsbehörden handhabbare Rege-lung ein, die die Interessen der Wasserversorgung eindeutig benennt, in im Übrigen unproble-matischen Fällen aber im Gegenzug keinen Raum für unnötige Diskussionen über die Ausle-gung eröffnet.\r\nIn der Folge der infrastrukturellen Umsetzung von Wasserstoffprojekten ist zudem zu berück-sichtigen, dass Wasser für Wasserstoffprojekte aus unterschiedlichen Bezugsquellen kommen wird. Daher sollten nicht nur Wasserleitungen für Wasserstoffprojekte privilegiert werden, sondern es sollte generell der Ausbau von Verbund- und Fernwasserleitungen in einem be-schleunigten Verfahren zugelassen werden.\r\n›\r\nPersonelle und technische Ausstattung der Behörden gewährleisten\r\nWesentlich ist auch, dass eine echte Verfahrensbeschleunigung nur dann zu erreichen ist, wenn die Behörden vor Ort technisch und personell gut ausgestattet sind. Sonst drohen\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 51\r\nbeispielsweise auch Bemühungen um eine Digitalisierung der Verfahren zu scheitern. Mit der Verschlankung der rechtlichen Regelungen sollte zwingend auch ein Aufbau der Ressourcen bei den Genehmigungs- und Fachbehörden verbunden sein.\r\nZudem merkt der BDEW an, im gesamten Gesetzesentwurf, inkl. der Einleitung (Ziffer A. Prob-lem und Ziel), die Begrifflichkeiten der europäischen Vorgaben zu verwenden und entspre-chend die Nennung von „klimaneutral produziertem Wasserstoff“ oder „klimaneutralem Was-serstoff“ durch die Begrifflichkeit erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs (engl. Re-newable Fuels of Non-Biological Origin (RFNBO)) oder erneuerbaren Wasserstoff zu ersetzen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 51\r\nIm Folgenden unterbreitet der BDEW zudem zahlreiche Anmerkungen und Verbesserungsvor-schläge zu dem Gesetzentwurf.\r\n2. Artikel 1 – Wasserstoffbeschleunigungsgesetz (WasserstoffBG)\r\n§ 1 WasserstoffBG – Erneuerbarer Wasserstoff als Ziel des Gesetzes\r\nAusweislich des § 1 Satz 3 WasserstoffBG ist es das Ziel, die Versorgung mit Wasserstoff si-cherzustellen. Das Gesetz soll „insbesondere zur Erreichung der nationalen Klimaschutzziele einen zentralen Beitrag zum Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft leisten“. Dieses Ziel zur Errei-chung der Klimaschutzziele unterstützt der BDEW ausdrücklich.\r\n§ 2 WasserstoffBG – Anwendungsbereich\r\nDer BDEW begrüßt, dass das WasserstoffBG in § 2 Absatz 1 Satz 1 auch „Anlagen und Leitun-gen, einschließlich der jeweils dazugehörigen Nebenanlagen“ sowie neben der Errichtung auch den Betrieb und die Änderung hinsichtlich der sodann aufgeführten Anlagen umfasst. Auf diesem Weg wird nicht bloß die Genehmigung der in den Nummern 1 bis 12 genannten Anlagen beschleunigt, sondern zugleich auch alles Erforderliche für die Inbetriebnahme sowie den Netzanschluss. Zudem wird die Rechtssicherheit im Planungs- und Genehmigungsverfah-ren durch den erweiterten Anwendungsbereich des WasserstoffBG erhöht. Nichtsdestotrotz sollte der Anwendungsbereich des Gesetzentwurfs im Sinne des Gesamtsystems erweitert werden:\r\n›\r\nErweiterung Anwendungsbereich Elektrolyseure – Einbeziehung Wasseraufbereitung er-forderlich\r\nDer BDEW begrüßt, dass neben den Elektrolyseuren an Land nun alle Elektrolyseure auf See mit inbegriffen sind. Die Offshore-Elektrolyse auf See bietet große heimische Produktionspo-tenziale für die Wasserstofferzeugung auf Basis von Offshore-Wind sowie große Innovations-potenziale. Allerdings sollten Anlagen zur Aufbereitung von Meerwasser für die Nutzung in Elektrolyseuren auch rechtssicher vom Anwendungsbereich mit abgedeckt sein. Dafür sollten sie klarstellend als Nebenanlagen nach § 2 Abs. 1 S. 1 i. V. m. § 3 Nr. 9 WasserstoffBG genannt werden\r\n›\r\nErgänzung des Anwendungsbereichs - Gasversorgungsleitungen, die auf Wasserstoff um-gestellt werden in § 2 Absatz 1 Nr. 11 aufnehmen\r\nEs bedarf einer Vielzahl an Umstellungen von Leitungen von Erdgas auf Wasserstoff sowie zum Teil erdgasverstärkende Leitungsbaumaßnahmen für die Umstellung von Erdgas auf\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 51\r\nWasserstoff , um die Gasversorgungssicherheit weiterhin gewährleisten zu können. Die erd-gasverstärkenden Maßnahmen müssen folglich zwingend vor der finalen Umstellung von Erd-gas auf Wasserstoff umgesetzt worden sein und es besteht insofern ein gleichrangiges Inte-resse an der Umsetzung dieser Maßnahmen wie an den Wasserstoffleitungen selbst. Dement-sprechend sollte § 2 Absatz 1 Nr. 11 wie folgt ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 2 ist abzuändern: Dieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung der nachstehenden Anlagen und Leitungen, einschließlich der jeweils dazugehörigen Nebenanlagen: (…)\r\nNr. 11 Wasserstoffleitung; Gasversorgungsleitung, die auf Wasserstoff umgestellt wird; die für die Umstellung erforderliche netzverstärkende Gasversorgungsleitung, GDRM-Anlage und Verdichterstation;\r\n›\r\nInbezugnahme der Nr. 12 in § 2 Absatz 1 Nr. 14\r\n§ 2 Absatz 1 Nr. 14 stellt „Stromleitungen, die eine Anlage zur Erzeugung von Strom aus er-neuerbaren Energien mit dem Standort einer Anlage nach den Nummern 1 bis 10 zum Zweck der direkten Versorgung verbinden“ unter den Anwendungsbereich des WasserstoffBG. Auch die nach Nr. 12 unter das WasserstoffBG fallenden „Verdichter, die für den Betrieb von Anla-gen oder Leitungen nach den Nummern 1 bis 11 oder zur Befüllung von Wasserstofftrailern erforderlich sind“ bedürfen einer gesicherten Stromversorgung, weshalb diese ebenfalls in Nr. 14 in Bezug genommen werden sollten. § 2 Absatz 1 Nr. 14 WasserstoffBG sollte folglich wie folgt lauten:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 2 ist abzuändern: Dieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung der nachstehenden Anlagen und Leitungen, einschließlich der jeweils dazugehörigen Nebenanlagen: (…)\r\nNr. 14 Stromleitung, die eine Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien mit dem Standort einer Anlage nach den Nummern 1 bis 11 zum Zweck der direkten Versorgung verbindet,\r\n›\r\nTrailerabfüllung von Wasserstoff einbezogen\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 51\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Trailerabfüllung von Wasserstoff mit in den Regierungsentwurf aufgenommen wurde.\r\n›\r\nAnwendungsbereich für den Import weiterer Derivate öffnen\r\nDer Anwendungsbereich ist abschließend auf den Import von H2, LOHC, Methanol und Ammo-niak beschränkt. Es gibt allerdings noch weitere Möglichkeiten für den Import von Wasser-stoff. Hierzu gehört eine Vielzahl weiterer synthetischer Kraftstoffe (wie insbesondere synthe-tisches Kerosin oder synthetisches Methan). Mehr Offenheit im Anwendungsbereich für die möglicherweise zu importierenden (auch potenzielle) erneuerbaren Wasserstoffderivate ist aus Sicht des BDEW erforderlich.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 2 ist abzuändern: Dieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung der nachstehenden Anlagen und Leitungen, einschließlich der jeweils dazugehörigen Nebenanlagen: (…)\r\nNr. 10 Anlage zur Erzeugung und zum Import von erneuerbaren Kraftstoffen nicht-biogenen Ursprungs,\r\nEs bedarf weiterhin einer Klarstellung, zumindest in der Gesetzesbegründung, dass unter „An-lagen zum Import von Wasserstoff bzw. Ammoniak“ auch die im Umfeld benötigten Gleisanla-gen, Straßeninfrastruktur, etc. erfasst sind.\r\n›\r\nErweiterung des Anwendungsbereichs auf Anlagen zur Erzeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff erforderlich\r\nKohlenstoffarmer Wasserstoff ist unabdingbar für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und die Transformation des Wirtschaftsstandortes Europa. Daher sollten Anlagen zur Erzeugung des kohlenstoffarmen Wasserstoffs inklusive dessen Importe in den Anwendungsbereich des Gesetzes aufgenommen werden, sofern sie den Bestimmungen der Delegierten Verordnung (EU) der Kommission zur Festlegung einer Methode zur Bewertung der Einsparungen bei Treibhausgasemissionen durch kohlenstoffarme Kraftstoffe vom 8. Juli 2025 oder der jeweils geltenden Fassung entsprechen. In dem Zuge sollte zudem die Definition für Anlagen zur Er-zeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff in § 3 Begriffsbestimmungen aufgenommen wer-den. Ebenso sollten Folgeänderungen in § 10 WasserstoffBG und Artikel 4 zur Verwaltungsge-richtsordnung nachgezogen werden.\r\nFormulierungsvorschläge:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 51\r\n§ 2 ist zu ergänzen und abzuändern: Dieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung der nachstehenden Anlagen und Leitungen, einschließlich der jeweils dazugehörigen Nebenanlagen: (…)\r\nNr. XY Anlagen zur Erzeugung und zum Import von kohlenstoffarmem Wasserstoff,\r\nNr. 12 Verdichter, der für den Betrieb von Anlagen oder Leitungen nach den Nummern 1 bis 11 und XY erforderlich sind,\r\nNr. 13 Dampf- oder Wasserleitungen, die für den Betrieb von Anlagen nach den Nummern 1 bis 10 und XY erforderlich sind,\r\nNr. 14 Stromleitungen, die eine Anlage zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien mit dem Standort einer Anlage nach den Nummern 1 bis 10 und XY zum Zweck der direkten Versorgung verbinden und\r\n§ 3 ist zu ergänzen: Im Sinne dieses Gesetzes ist: (…)\r\nNr. 13. „Anlage zur Erzeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff“ eine Anlage, die entspre-chend des EU-Pakets zur Dekarbonisierung von Wasserstoff und Gas, bestehend aus der Richtlinie (EU) 2024/1788 und der Verordnung (EU) 2024/1789 sowie den darauf basieren-den delegierten Rechtsakten kohlenstoffarmen Wasserstoff herstellt.\r\nDer BDEW begrüßt, dass neben den Elektrolyseuren nun auch Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff aus biogenen Reststoffen mit inbegriffen sind. Folgende weitere Anlagen sollten neben den Anlagen zur Erzeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff zusätzlich aufgenom-men werden:\r\n›\r\nErweiterung des Anwendungsbereichs auf folgende weitere Anlagen\r\n•\r\nAnlagen, die zur Verwertung von nicht biogenen Reststoffen bei der Wasserstoffer-zeugung und Wasserstoffspeicherung dienen, um einen möglichst abfallfreien und effi-zienten Prozess darzustellen.\r\n•\r\nAndere Erzeugungsarten, d. h. Verfahren und Anlagen zur Erzeugung (inkl. Aufberei-tung) von Wasserstoff und Wasserstoffgemischen mit anwendungsbezogener Nut-zungsqualität. Hierbei werden Wasserstofferzeugungsarten abseits der Wasserelektro-lyse betrachtet. Dazu gehört Wasserstofferzeugung aus den Primärenergien Strahlung und Brennstoff/Substrat sowie der Sekundärenergie Wärme oder als Nebenprodukt aus anderen Prozessen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 51\r\n•\r\nUnter „Wasserstoffanlagen“ sollten zudem nicht nur Elektrolyseure, sondern auch wei-tere wasserstoffrelevante Technologien, insbesondere Autotherme Reformer (ATR) und Ammoniak-Cracker ausdrücklich erfasst werden, um die Vielfalt der technischen Lösungen und zukünftigen Entwicklungen angemessen zu berücksichtigen. Auch Tech-niken wie Pyrolyse und Methanisierung sollten vom Gesetz mit abgedeckt sein, um umfassende Wertschöpfungsketten abzubilden.\r\n•\r\nEbenfalls sollte die Verknüpfung aller relevanten Infrastrukturen (Gas, Strom, Engpass-steuerung, Echtzeitdatenerfassung) abgebildet werden. Dies gilt gerade auch für Infra-strukturen zur Fernsteuerung und Fernwartung der Anlagen.\r\n›\r\nErweiterung des Anwendungsbereichs auf Wasserstoffkraftwerke und Wasserstoff-KWK-Anlagen\r\nDer Katalog in § 2 Absatz 1 WasserstoffBG enthält bislang keine Wasserstoff-Kraftwerke bzw. neue Wasserstoff-ready GuD oder KWK-Anlagen. Eine entsprechende Beschleunigung ist ge-sondert, entweder im WasserstoffBG selbst oder in anderen gesetzlichen Vorschriften, zu re-geln.\r\n›\r\nAnlagen zur Wasserversorgung und Entsorgung\r\nZuletzt sollte der Anwendungsbereich noch auf Anlagen ausgeweitet werden, die für die Was-serversorgung und Entsorgung der unter § 2 Absatz 1 umfassten Anlagen erforderlich ist. Anla-gen zur Wasserversorgung und Abwasserentsorgung sind funktional notwendig für den siche-ren und störungsfreien Betrieb von Wasserstofferzeugungs-, Speicher- und Verteilanlagen. Sie gewährleisten die Einhaltung umweltrechtlicher Vorgaben sowie technischer Standards, ins-besondere bei elektrolysebasierten Erzeugungsanlagen. Eine Einbeziehung in den Anwen-dungsbereich des Gesetzes ermöglicht eine durchgängige Verfahrensbeschleunigung und Pla-nungs- sowie Genehmigungssicherheit entlang der gesamten wasserstoffbezogenen Infra-struktur.\r\n§ 3 WasserstoffBG – Begriffsbestimmungen\r\n›\r\nÄnderung der Begriffsbestimmungen der Anlage zum Import von flüssigen organischen Wasserstoffträgern\r\nBei der Nutzung von flüssigen organischen Wasserstoffträgern handelt es sich um eine Tech-nologie zur Speicherung und zum Transport von Wasserstoff, bei der Wasserstoff chemisch an eine organische Flüssigkeit gebunden wird. Diese beladene Flüssigkeit kann gelagert und transportiert werden, und der Wasserstoff kann bei Bedarf wieder freigesetzt werden. Die entladene Trägerflüssigkeit muss zum Ort der Beladung zurückgeführt werden, um erneut mit\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 51\r\nWasserstoff beladen zu werden. Dementsprechend sind die Anlagen zum Rücktransport der Trägerflüssigkeit in die Begriffsbestimmung einzubeziehen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 3 ist abzuändern: Im Sinne dieses Gesetzes ist: (…)\r\nNr. 2. „„Anlage zum Import von flüssigen organischen Wasserstoffträgern“ eine Anlage zur Ein-fuhr von flüssigen organischen Wasserstoffträgern und zur damit im Zusammenhang stehen-den Entladung oder Lagerung oder Ausfuhr,\r\n›\r\nErweiterung der Begriffsbestimmungen auf Anlagen zur Erzeugung von kohlenstoffar-mem Wasserstoff erforderlich\r\nEntsprechend der oben aufgeführten Begründung sollten Anlagen zur Erzeugung von kohlen-stoffarmem Wasserstoff in die Begriffsbestimmungen aufgenommen werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 3 ist zu ergänzen: Im Sinne dieses Gesetzes ist: (…)\r\nNr. 13. „Anlagen zur Erzeugung von kohlenstoffarmem Wasserstoff“ eine Anlage, die ent-sprechend dem EU-Paket zur Dekarbonisierung von Wasserstoff und Gas, bestehend aus der Richtlinie (EU) 2024/1788 und der Verordnung (EU) 2024/1789 sowie den darauf basieren-den delegierten Rechtsakten kohlenstoffarmen Wasserstoff herstellt.\r\n§ 4 WasserstoffBG – Überragendes öffentliches Interesse\r\nDer BDEW begrüßt die Regelung zum überragenden öffentlichen Interesse. Positiv ist, dass von dieser Regel alle Anlagen entsprechend des Anwendungsbereichs des Gesetzes erfasst sind. Allerdings ist ein unbefristetes Vorliegen des überragenden öffentlichen Interesses not-wendig und die Befristung bis 2045 abzulehnen. Fehlende Regulierungsrahmen, z. B. für Was-serstoffverteil- und -transportnetze oder für Wasserstoffspeicher, können zu erheblichen Ver-zögerungen in der Umsetzung führen, weswegen eine Begrenzung auf ein festes Jahr nicht er-folgen sollte.\r\nAußerdem müssen, wie noch im Referentenentwurf, auch Änderungen mitumfasst sein. Die Streichung von „oder die Änderung“ ist zwingend rückgängig zu machen: Nicht nur die Errich-tung und der Betrieb einer Anlage oder Leitung sollte im überragenden öffentlichen Interesse liegen, sondern auch Änderungen an selbigen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 51\r\n›\r\nVorbereitende Maßnahmen zur Errichtung von Wasserstoffinfrastruktur berücksichtigen\r\nIn der aktuellen Formulierung gilt das überragende öffentliche Interesse zwar für die Errich-tung von Wasserstoffinfrastruktur, jedoch sind hierfür zum Teil vorbereitende Maßnahmen zwingend erforderlich (z. B. Erkundung eines Salzstocks mittels Seismik bei der Neuerrichtung eines Wasserstoff-Kavernenspeichers), die nicht zur Errichtung gezählt werden können. Der Zweck des Gesetzes zur Beschleunigung der Bereitstellung von Wasserstoffinfrastruktur kann daher beeinträchtigt werden, da notwendige vorbereitende Maßnahmen wie Felderkundung nicht den gleichen Bedingungen zur Verfahrensbeschleunigung unterliegen, wie die Errichtung oder Änderung der Infrastruktur selbst.\r\nDer BDEW bittet daher um Änderung des § 4 wie folgt:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n\"(1) Die Errichtung, oder der Betrieb oder die Änderung einer Anlage oder Leitung nach § 2 Ab-satz 1 einschließlich der hierfür vorbereitenden Maßnahmen liegen bis zum Erreichen der Netto-Treibhausgasneutralität im Jahr 2045 im überragenden öffentlichen Interesse und die-nen der öffentlichen Sicherheit. …“\r\n›\r\nBerücksichtigung der Bedeutung der öffentlichen Wasserversorgung gewährleisten\r\nDer BDEW begrüßt die Normierung einer gesetzlichen Ausnahme vom überragenden öffentli-chen Interesse für die Belange der öffentlichen Wasserversorgung in § 4 Absatz 2 Wasser-stoffBG. Dies ist folgerichtig, weil der öffentlichen Wasserversorgung verfassungsrechtlich ver-ankert Vorrang einzuräumen ist.1 Auch wenn Wasserstoffprojekte in den erforderlichen Abwä-gungsprozessen künftig dadurch privilegiert werden sollen, dass deren Eigenschaft als „im überragenden öffentlichen Interesse liegend“ gesetzlich festgeschrieben wird, kann damit der Vorrang dieser Abwägungsbelange gegenüber anderen kollidierenden Belangen verfassungs-rechtlichen Rangs, insbesondere der öffentlichen Wasserversorgung, nicht verbindlich vorge-geben werden. Die einfach-gesetzliche Privilegierung versagt jedenfalls dann, wenn einem tat-bestandlich erfassten Wasserstoffprojekt kollidierende Belange verfassungsrechtlichen Rangs und damit Belange der öffentlichen Wasserversorgung entgegenstehen. Die öffentliche\r\n1 2025 Rechtsgutachten. Schutz und Nutzung der Gewässer in der Energiewende. Institut für Deutsches und Euro-päisches Wasserwirtschaftsrecht, Universität Trier URL: https://www.uni-trier.de/filead-min/fb5/prof/OEF003/Institut/Veranstaltungen_2025/ReinhardtGK63Thesen.pdf\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 51\r\nWasserversorgung leistet einen wesentlichen und unverzichtbaren Beitrag zur Daseinsvor-sorge. Sie stellt – dem Solidargedanken folgend – sicher, dass allen Nutzungsgruppen, so zum Beispiel der Industrie, der Landwirtschaft und auch den Wasserstoffprojekten ausreichend Wasser in der Qualität von Trink- und/oder Brauchwasser zur Verfügung steht. Damit muss die öffentliche Wasserversorgung in einer Wassernutzungshierarchie weiterhin an oberster Stelle stehen. Es ist auch zu berücksichtigen, dass die Lieferung von Wasser für Wasserstoffprojekte einen Teil der Brauchwasserversorgung darstellt und damit ebenfalls Bestandteil der öffentli-chen Wasserversorgung ist.\r\nDie Formulierung des Regierungsentwurfs in § 4 Absatz 2 WasserstoffBG, nach der das „über-ragende öffentliche Interesse“ für wasserrechtliche Zulassungsverfahren hinsichtlich Elektroly-seuren zur Erzeugung von Wasserstoff sowie Anlagen zur Speicherung von Wasserstoff nicht anzuwenden ist, „wenn durch die Wasserentnahme die öffentliche Wasserversorgung oder der Wasserhaushalt erheblich beeinträchtigt werden kann“, greift zu kurz. Die Ausnahme be-schränkt sich ausschließlich auf die Entnahme von Wasser, obwohl auch andere Aspekte – ins-besondere Fragen der Wasserqualität und der Wasserversorgungsinfrastruktur – für die öf-fentliche Wasserversorgung von zentraler Bedeutung sind. Eine solche eng gefasste Ausnahme wird der Schutzbedürftigkeit der öffentlichen Wasserversorgung als Aufgabe der Daseinsvor-sorge nicht gerecht. Zudem eröffnet die Formulierung erhebliche Auslegungsspielräume, die die beschleunigende Wirkung des überragenden öffentlichen Interesses wieder zu konterka-rieren drohen. Der BDEW setzt sich daher für eine klare und praxistaugliche Regelung ein, die alle Belange der öffentlichen Wasserversorgung umfasst. Nur so kann sichergestellt werden, dass die Daseinsvorsorge sichergestellt bleibt, und können unnötige rechtliche Unsicherheiten und Vollzugshindernisse, die ansonsten selbst in an sich unproblematischen Fällen drohen, vermieden werden.\r\nUm im Rahmen des Vollzugs die Bedeutung der öffentlichen Wassersversorgung unmissver-ständlich sicherzustellen, hält der BDEW eine Klarstellung im Rahmen der gesetzlichen Rege-lung für erforderlich. Der BDEW bittet daher um Änderung des § 4 wie folgt:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n\"(1) Die Errichtung, oder der Betrieb oder die Änderung einer Anlage oder Leitung nach § 2 Ab-satz 1 einschließlich der hierfür vorbereitenden Maßnahmen liegen bis zum Erreichen der Netto-Treibhausgasneutralität im Jahr 2045 im überragenden öffentlichen Interesse und die-nen der öffentlichen Sicherheit. Sie sollen als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführen-den Schutzgüterabwägungen eingebracht werden. Die Belange der öffentlichen Wasserver-sorgung bleiben hiervon unberührt.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 51\r\n(2) Absatz 1 ist nicht anzuwenden auf wasserrechtliche Zulassungsverfahren über die Wasser-entnahme durch Anlagen nach § 2 Absatz 1 Nummer 1 und 2, wenn durch die Wasserent-nahme die öffentliche Wasserversorgung oder der Wasserhaushalt erheblich beeinträchtigt werden kann.\r\n(32) Absatz 1 ist in den jeweils durchzuführenden Schutzgüterabwägungen gegenüber den Be-langen der Landes- und Bündnisverteidigung nicht anzuwenden. \"\r\nUm darüber hinaus sicherzustellen, dass bei der Standortauswahl für Wasser-Elektrolyse-Anla-gen eine ausreichende Verfügbarkeit von lokalen Wasserressourcen für alle Nutzungen, insbe-sondere im Hinblick auf die vor allem in den Sommermonaten vorkommenden Dürrephasen, gemeinsam mit den verantwortlichen Wasserbehörden sowie ggf. mit den örtlichen Wasser-versorgungsunternehmen vorab geprüft wird, hat der BDEW eine entsprechende gemeinsame Branchenlösung der Energie- und Wasserwirtschaft2 erarbeitet. Die Handreichung dient insbe-sondere der Gesprächsvorbereitung des Elektrolyse-Betreibers mit den verantwortlichen Was-serbehörden und ggf. örtlichen Wasserversorgern und sollte bei den Vollzugsbehörden als Branchenstandard zum Prüfungsumfang gehören.\r\n›\r\nMonitoringvorbehalt (§ 4 Abs. 4 WasserstoffBG)\r\nDie Begrenzung bzw. die Überprüfung des überragenden öffentlichen Interesses im Jahr 2033 sollte aus Sicht des BDEW wieder gestrichen werden. Im Wasserstoffhochlauf sind die Pla-nungshorizonte lang. Festgelegte Prüfungen über die Notwendigkeit von vorteiligen Regelun-gen schüren Unsicherheit und können frühzeitig zum Verhindern von Investitionsentscheidun-gen führen. Eine Überprüfung und eine ggf. damit einhergehenden Abschaffung im Jahr 2033 hemmt den Wasserstoffhochlauf und entspricht nicht der Zielstellung des Gesetzes.\r\n2 2024 BDEW-Branchenhilfe. Standortprüfung von industriellen Ansiedlungen zur Wasserstofferzeugung: Wasser-fachliche Aspekte bei einem Anschluss an die regionale bzw. lokale Wasserinfrastruktur. URL: https://www.bdew.de/wasser-abwasser/branchenhilfe-zur-wasserfachl-standortpruefung-von-wasser-elektro-lyseuren/\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 51\r\n§ 5 a (neu)- Ergänzende Regelung erforderlich – Maßgaben für die Anwendung des Bun-desnaturschutzgesetzes schaffen\r\nGrundsätzlich lehnt der BDEW Maßgabe-Regelungen ab. Der entsprechende Regelungsinhalt sollte direkt im Fachgesetz verankert werden. Da eine Anpassung des BNatSchG aber unwahr-scheinlich erscheint, ist hier ausnahmsweise eine Maßgabe-Regelung angebracht.\r\nBezüglich des Ausgleichs und des Ersatzes für naturschutzfachliche Eingriffe sollten ergänzend konkretere Ausnahmeregelungen für Eingriffsausgleich und -ersatz vorgesehen werden. An-dernfalls kann es zur Verhinderung von Vorhaben kommen, wenn die Beschaffung der gefor-derten Ersatz- und Ausgleichsflächen in der Praxis nicht umsetzbar ist, da diese nicht zur Ver-fügung stehen.\r\nSo könnte das WasserstoffBG vergleichbar der Regelung des § 6 LNGG i.d.F. vom 24.5.2022 (BGBl. I, S. 802) abweichende Maßgaben für die Anwendung des BNatSchG vorsehen, und zwar wie folgt als neuer § 8a:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“§ 5a Maßgaben für die Anwendung des Bundesnaturschutzgesetzes\r\nDas Bundesnaturschutzgesetz vom 29. Juli 2009 (BGBl. I S. 2542), das zuletzt durch Artikel 3 des Gesetzes vom 8. Dezember 2022 (BGBl. I S. 2240) geändert worden ist, ist bei der Zulas-sung von Vorhaben nach § 2 mit folgenden Maßgaben anzuwenden:\r\n1. abweichend von § 17 Absatz 1 des Bundesnaturschutzgesetzes kann die Festsetzung von Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach § 15 Absatz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes bis zu zwei Jahre nach Erteilung der Zulassungsentscheidung erfolgen, hierfür hat der Verursacher die erforderlichen Angaben nach § 17 Absatz 4 Satz 1 Nummer 2 des Bundesnaturschutzgesetzes nachträglich zu machen. § 15 Absatz 4 Satz 2 des Bundesnaturschutzgesetzes ist entsprechend anzuwenden,\r\n2. die Festsetzung von Ausgleichsmaßnahmen nach § 30 Absatz 3 des Bundesnaturschutzge-setzes kann bis zu zwei Jahre nach Erteilung der Zulassungsentscheidung erfolgen.\r\n3. mit der Umsetzung der Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach den Nummern 1 und 2 ist innerhalb von drei Jahren nach der Festsetzung zu beginnen.”\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 51\r\n§ 6 und 7 WasserstoffBG – Beschleunigte Vergabe- und Nachprüfungsverfahren\r\nAusweislich der Gesetzesbegründung (vgl. Seite 31 zu § 6, 2. Absatz) soll das Vergaberecht auf Beschaffungsvorgänge im Wasserstoffsektor Anwendung finden. Zudem wird auf den europa-rechtlichen Rahmen (Richtlinie 2014/25/EU) Bezug genommen.\r\nGrundsätzlich besteht dadurch die Gefahr der Einordnung der Tätigkeiten im Bereich der Was-serstoffinfrastruktur als „Sektorentätigkeit“. Damit fände das gesamte sektorale Vergaberecht Anwendung – einschließlich der Vorgaben der Sektorenverordnung (SektVO). Dies hätte weit-reichende Folgen:\r\n•\r\nBindung an die formellen Verfahrenserfordernisse des GWB i. V. m. SektVO,\r\n•\r\nAnwendung der Transparenz- und Wettbewerbsgrundsätze,\r\n•\r\nNur punktuelle Erleichterungen\r\n•\r\nIn der Praxis: erhebliche Einschränkung bisher etablierter, pragmatischer und teilweise förderrechtlich geleiteter Vergabepraxis.\r\nAll dies würde den Zielen des WassBG allerdings diamentral entgegenstehen: Wasserstoffvor-haben sind zentral sowohl für das überragende öffentliche Interesse als auch die Erreichung der Klimaziele (§ 1 EnWG, § 1 WasserBG-E). Projekte dieser strategischen Bedeutung benöti-gen verfahrensrechtliche Flexibilität, um zeitkritische Infrastrukturziele nicht zu gefährden. Eine generelle Einstufung als ausschreibungspflichtige Sektorentätigkeit erscheint daher we-der sachgerecht noch verhältnismäßig. Vielmehr ist zu berücksichtigen, dass sich Wasserstoff-netze in Aufbauphasen befinden und weder regulierten Netzzugängen noch konsolidierten Marktmechanismen unterliegen. Nach Einschätzung der Monopolkommission spielt Wasser-stoff gegenwärtig nur eine untergeordnete Rolle, und auch die BNetzA erkennt mangels Marktmissbrauchs keine aktuelle Regulierungsnotwendigkeit. Eine Subsumtion unter den Be-griff des „Gases“ im Sinne der Sektorenrichtlinie wäre teleologisch verfehlt. Schlussfolgerung: Wasserstoff ist als eigenständiger Infrastrukturbereich zu behandeln und nicht dem sektoralen Vergaberecht zu unterwerfen.\r\nDie Durchführung eines Vergabeverfahrens ist mit erheblichem zeitlichem und organisatori-schem Aufwand verbunden – je nach Komplexität und Ausschreibungsgegenstand dauert ein solches Verfahren im Schnitt mindestens sieben Monate und länger. Dieser zeitliche Rahmen steht in klarem Widerspruch zum Ziel eines zügigen Ausbaus des Wasserstoff-Kernnetzes und weiterer Infrastrukturen gemäß § 2 Absatz 1 Nr. 1 bis 14 WasserstoffBG.\r\nDie im Gesetzentwurf vorgeschlagenen Vereinfachungen – etwa der Verzicht auf die Losbil-dung oder die Beschleunigung von Nachprüfungs- und Gerichtsverfahren – reichen nicht aus, um den beschleunigten Aufbau effektiv zu unterstützen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 51\r\nWasserstoff-Kernnetze und Wasserstoffinfrastruktur sind keine Sektorentätigkeit\r\nNach dem Verständnis des BDEW ist das Vergaberecht auf den Aufbau des Wasserstoff-Kern-netzes bzw. der Wasserstoffinfrastrukturen bereits nach geltendem Recht nicht anwendbar. Der BDEW ist der Ansicht, dass Wasserstoff nicht unter den Begriff des „Gases“ im Sinne der Richtlinie 2014/25/EU und des § 102 Absatz 3 GWB fällt. Damit liegt keine Sektorentätigkeit im Sinne der Sektorenrichtlinie 2014/25/EU vor (gegen die Anwendbarkeit: vgl. Jahn, jurisPK-Vergaberecht, 7. Aufl.; Pustal, Handbuch Nachhaltigkeit im Vergaberecht; Schätzlein/Riege, IR 2022, 206 ff.). Die im Gesetzesentwurf vorgesehene Regelung dient daher allein der Klarstel-lung, nicht der Schaffung einer materiellen Ausnahme.\r\nZur Schaffung von mehr Rechtssicherheit regt der BDEW vorsorglich eine Bestimmung zur Nichtanwendung des Vergaberechts auf Beschaffungsvorgänge für Maßnahmen gemäß § 2 Absatz 1 Nr. 11 bzw. eine zumindest temporäre Ausnahme der Anwendung des Vergaberechts auf diese Beschaffungsvorgänge zumindest bis zum gesetzlich vorgesehenen Abschluss des Aufbaus des Wasserstoff-Kernnetzes (§ 28q Abs. 8 S. 6 EnWG) an. Dem stehen auch europäi-sche und nationale Vorgaben nicht entgegen.\r\nUnabhängig von der Auslegung der Begriffe „Gas“ und „Energieversorgung“ in Art. 8 der Richt-linie 2014/25/EU und § 102 Absatz 3 GWB ist zudem zu berücksichtigen, dass der Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur – insbesondere eines Wasserstoff-Kernnetzes – strukturell und regu-latorisch nicht mit den historischen Marktöffnungen der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität und Gas (1998) oder der Einführung der heutigen Netzregulierung im Jahr 2005 vergleichbar ist.\r\nDer Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur ist mit dem Netzausbau im Strom- oder Gasbereich historisch nicht vergleichbar. Während die Regulierung dort auf über Jahrzehnte gewachsene, bestehende Netzinfrastrukturen aufsetzte, handelt es sich beim Wasserstoff-Kernnetz um ein neu zu errichtendes, zukunftsgerichtetes System. In dieser Aufbauphase greifen die typischen Begründungen für die Anwendung des Vergaberechts – etwa zur Öffnung abgeschotteter Märkte – nicht.\r\nHinzukommt, dass die Richtlinien 2014/24/EU und 2014/25/EU sowie deren Vorgängerrichtli-nien die Vergabe öffentlicher Aufträge und der sogenannten Sektorenauftraggeber regeln. Er-wägungsgrund 1 der Sektorenrichtlinie betont die Relevanz für Bereiche, in denen Markt-abschottungen aufgrund besonderer oder ausschließlicher Rechte bestehen. Eine solche Marktkonstellation liegt im Wasserstoffsektor derzeit nicht vor – vielmehr wird dieser gerade erst unter wettbewerblichen Bedingungen aufgebaut.\r\nDie derzeitigen Regelungen im EnWG – insbesondere Teil 3, Abschnitt 3b – zielen ausdrücklich auf die Schaffung wettbewerblicher Marktstrukturen ab (vgl. BT-Drs. 19/27453, S. 118). Der\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 51\r\nZweck des Vergaberechts, abgeschottete Märkte zu öffnen, greift hier nicht. Vielmehr ist da-von auszugehen, dass der Hochlauf des Marktes durch vergaberechtliche Verpflichtungen be-hindert würde.\r\nDer BDEW fordert daher eine eindeutige Klarstellung, dass das (Sektoren-)Vergaberecht im Zusammenhang mit einem Wasserstoffnetz sowie einer Wasserstoffinfrastruktur keine An-wendung findet.\r\nIm Übrigen würde auch der Verweis auf die Antragsmöglichkeit gemäß Artikel 34 der Sekto-renrichtlinie (§ 3 SektVO) zu kurz greifen. Zwar lässt diese Norm Ausnahmen zu, wenn Tätig-keiten einem unmittelbaren Wettbewerb ausgesetzt sind – der damit verbundene Antragspro-zess birgt jedoch erhebliche Verzögerungspotenziale. Im Interesse eines beschleunigten Auf-baus des Wasserstoff-Kernnetzes ist daher eine eindeutige gesetzliche Regelung im Wasser-stoffBG erforderlich, die klarstellt, dass das EU-Vergaberecht, der vierte Teil des GWB sowie die entsprechenden Vergabeverordnungen auf Beschaffungsvorgänge im Zusammenhang mit der Wasserstoffinfrastruktur – insbesondere dem Kernnetz – keine Anwendung finden.\r\nDer BDEW schlägt daher folgende Formulierung für § 6 als Maßgaben für das Vergaberecht vor:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Der Teil 4 des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen in der Fassung der Bekanntma-chung vom 26. Juni 2013 (BGBl. I S. 1750, 3245), zuletzt geändert durch Artikel 2 des Gesetzes vom 22. Dezember 2023 (BGBl. 2023 I Nr. 405), sowie die Vergabeverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624), zuletzt durch Artikel 1 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) und die Sektorenverordnung vom 12. April 2016 (BGBl. I S. 624, 657), zuletzt durch Arti-kel 3 der Verordnung vom 7. Februar 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 39) geändert, sind nicht anzuwen-den auf die Vergabe von öffentlichen Aufträgen durch Auftraggeber, wenn diese Aufträge der Planung, Errichtung und/oder dem Betrieb von Anlagen, Leitungen oder sonstigen Einrichtun-gen gemäß § 2 Absatz 1 des WasserstoffBG dienen.“\r\nHilfsweise: Vorsorgliche Klarstellung im Falle einer möglichen Einordnung der Wasserstoffin-frastruktur als Sektorentätigkeit\r\nSollte eine vollständige Ausnahme politisch oder rechtlich nicht umsetzbar sein, müsste jeden-falls – um die mit dem WasserstoffBG verfolgten Ziele überhaupt umsetzen zu können und\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 51\r\neinen diskriminierungsfreien Hochlauf des Wasserstoffmarkts zu ermöglichen - eine grundle-gende Überprüfung und Anpassung des geltenden Vergaberechts vorgenommen werden. Ins-besondere sollte eine temporäre, aber generelle Ausnahme von der Anwendung des Vergabe-rechts auf öffentliche Aufträge im Zusammenhang mit der Planung, Errichtung und dem Be-trieb wasserstoffbezogener Infrastruktur nach § 2 Absatz 1 Nr. 1 bis 14 WasserstoffBG erfol-gen. Eine solche Maßnahme würde nicht nur den Aufbau erheblich beschleunigen, sondern auch die Gleichbehandlung aller Marktakteure – öffentlicher, sektorenverpflichteter und pri-vater Natur – sicherstellen und Wettbewerbshindernisse abbauen.\r\nVor diesem Hintergrund hält der BDEW jedenfalls folgende Anpassungen für erforderlich, wenn Elektrolysebetreiber und Tätigkeiten/Infrastrukturen im Bereich Wasserstoff entgegen der vorgenannten Auffassung doch als Sektorentätigkeit eingeordnet würden:\r\n•\r\nDie Erzeugung und Einspeisung von Wasserstoff in das Wasserstoff-Kernnetz ist keine Sektorentätigkeit im Sinne der Sektorenrichtlinie (2014/25/EU). Wasserstoffnetze be-finden sich in Aufbauphasen und unterliegen weder regulierten Netzzugängen noch konsolidierten Marktmechanismen. Nach Einschätzung der Monopolkommission spielt Wasserstoff gegenwärtig nur eine untergeordnete Rolle, und auch die BNetzA erkennt mangels Marktmissbrauchs keine aktuelle Regulierungsnotwendigkeit. Eine Sub-sumtion unter den Begriff des „Gases“ im Sinne der Sektorenrichtlinie wäre teleolo-gisch verfehlt. Wasserstoff ist als eigenständiger Infrastrukturbereich zu behandeln und nicht dem sektoralen Vergaberecht zu unterwerfen.\r\n•\r\nImportanlagen für Ammoniak, Wasserstoff oder flüssige organische Wasserstoffträger sind explizit vom Anwendungsbereich des Sektorenvergaberechts auszunehmen.\r\n•\r\nDie Fußnote zur Sektorenrichtlinie in § 6 WasserstoffBG sollte gestrichen werden, um Rechtsklarheit zu schaffen.\r\n•\r\nAufnahme einer Übergangsregelung bis Ende 2026, während vereinfachte Verfahren oder Sonderregelungen für Wasserstoffvorhaben zulässig bleiben. Dies dient insbeson-dere der Rechtssicherheit für laufende IPCEI- und Förderprojekte. Unternehmen und Auftraggeber brauchen Rechtssicherheit und Vorbereitungszeit, um ihre Strukturen an die GWB-Vorgaben anzupassen. Unternehmen und Auftraggeber benötigen daher an-gemessene Übergangsfristen, um Beschaffungs- und Governance-Strukturen an ggf. neue vergaberechtliche Pflichten anzupassen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 51\r\nNur durch rechtliche Klarheit und Verfahrensflexibilität kann der beschleunigte Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur gelingen. Wir regen daher an, die vorgenannten Punkte im weiteren Gesetzgebungsverfahren ausdrücklich aufzugreifen und zu präzisieren.\r\nAnpassung an Formulierungen aus dem Vergaberechtsbeschleunigungsgesetz (vgl. hierzu auch Forderungen des Bundesrates)\r\nHöchst vorsorglich sei darüber hinaus noch auf eine parallele Diskussion im Zusammenhang mit dem Vergaberechtsbeschleunigungsgesetz und den darin vorgesehenen Änderungen des § 97 Abs. 4 GWB hingewiesen. Die in § 6 Abs. 2 WasserstoffBG vorgesehene Ausnahmerege-lung hinsichtlich § 97 Abs. 4 GWB baut zusätzliche Hürden auf, die sachlich nicht nachvollzieh-bar und nicht zielführend sind. § 6 Abs. 2 WasserstoffBG knüpft an die Kriterien der „wirt-schaftlichen, technischen oder zeitlichen Gründe“ des jeweiligen Vorhabens an und verlangt, dass diese Gründe die Ausnahme „erfordern“. Dieses „Erfordern“ führt zu einem nahezu uner-füllbaren Begründungsaufwand und schafft Rechtsunsicherheit – sowohl hinsichtlich der Aus-legung der Finanzierungsvoraussetzungen als auch des zeitlichen Erforderlichkeitsmaßstabs.\r\nIn der Praxis würde dies beim Losgrundsatz zu mehr Bürokratie führen, ohne eine Beschleuni-gung zu bewirken.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, auf die strenge Formulierung „erfordern“ zu verzichten und stattdessen auf ein „Rechtfertigen“ abzustellen. Dies würde größere Flexibilität ermöglichen, mehr Rechtssicherheit schaffen und ein deutlich höheres Beschleunigungspotenzial eröffnen.\r\nZuletzt weist der BDEW darauf hin, dass die Beschleunigung von Vergabe- und Nachprüfungs-verfahren jedenfalls nicht hinter § 9 LNGG i.d.F. vom 24. Mai 2022 (BGBl. I S. 802) zurückblei-ben darf.\r\n§ 8 WasserstoffBG – Rechtsbehelfe\r\nDer BDEW begrüßt die Regelung, es sollte jedoch analog zu § 63 BImSchG klargestellt werden, dass Betreiberwidersprüche oder -klagen (z. B. gegen Nebenbestimmungen) sehr wohl auf-schiebende Wirkung haben.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“ (1) Widerspruch und Anfechtungsklage eines Dritten gegen eine Zulassungsentscheidung für eine Anlage oder eine Leitung nach § 2 Absatz 1 sowie gegen die Entscheidung über den vorzei-tigen Beginn einer Maßnahme haben keine aufschiebende Wirkung.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 51\r\n§ 9 WasserstoffBG - Sachliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte und des Bundes-verwaltungsgerichts\r\nFolgerichtig zur Aufnahme von kohlenstoffarmem Wasserstoff in den Anwendungsbereich des Gesetzes sollte sich § 9 neben Elektrolyseuren und Wasserstoffspeichern auch auf diese Anla-gen beziehen. Zudem sollten alle Wasserstoffleitungen explizit in § 9 WasserstoffBG genannt werden. Außerdem sollten auch die Nebenanlagen, wie noch im Referentenentwurf, explizit genannt werden.\r\nDie Angabe der Leistung von mind. 30 MW ist kein konsistentes Kriterium für die Zuständig-keit der Oberverwaltungsgerichte (OVG): Gemäß Nr. 10.26.1 Anh. 1 zur 4. BImSchV ist für Elektrolyseure mit einer Produktionskapazität von 50 Tonnen Wasserstoff oder mehr das förmliche Genehmigungsverfahren und gemäß Nr. 10.26.2 ab einer elektrischen Leistung von 5 MW oder mehr das vereinfachte durchzuführen. Entweder sollte man sich an den Mengen-schwellen der 4. BImSchV orientieren (z. B. ab 10 Tonnen pro Tag OVG, darunter VG) oder ge-nerell alle immissionsschutzrechtlich genehmigungsbedürftigen Elektrolyseure den OVGen zu-ordnen.\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Verordnung über das Genehmigungsverfahren\r\nDie Äußerungsfrist für Anlagen nach § 2 Absatz 1, die ein immissionsschutzrechtliches Geneh-migungsverfahren durchlaufen und UVP-pflichtig sind, sollte wie noch im Referentenentwurf vorgesehen von einem Monat auf zwei Wochen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unterlagen verkürzt werden.\r\nEine effektivere Stellschraube als die Fristverkürzung für die Einwendungen wäre eine weitere Anpassung über die Industrie-Emissions-RL. Derzeit unterliegen Anlagen über einer Produkti-onsmenge von umgerechnet ca. 50 MW dem großen Verfahren und somit der Öffentlichkeits-beteiligung an sich. Eine Erhöhung des Schwellenwerts auf 80 oder 100 MW hätte eine grö-ßere (mittelfristige) Auswirkung. Gleichermaßen ist Vereinheitlichung in der 4. Bundesimmissi-onsschutzverordnung sowie im Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung notwendig, um eine Begünstigung über alle Regelwerke hinweg zu garantieren.\r\nZudem sieht im Anwendungsbereich der IE-RL (z. B. Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff durch Aufspaltung von Ammoniak (Ammoniak-Cracker) § 10 Absatz 3 S. 8 HS 2 BImSchG – u. E. unionsrechtlich nicht zwingend – eine einmonatige Einwendungsfrist vor. Auch das sollte an-gepasst werden.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 51\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\n§§ 21, 22 UVPG\r\nWie noch im Referentenentwurf vorgesehen, sollten Anpassungen bei der Äußerungsfrist in § 21 UVPG erfolgen und für den Fall einer erneuten Offenlegung in § 22 UVPG ergänzt wer-den:\r\nFormulierungsvorschlag für § 21 Abs. 2 Satz 2 UVPG:\r\nFür Anlagen oder Leitungen nach § 2 Absatz 1 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes be-trägt die Äußerungsfrist zwei Wochen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unterlagen endet\r\nFormulierungsvorschlag für § 22 Abs. 1 Satz 3 UVPG:\r\nFür Anlagen oder Leitungen nach § 2 Absatz 1 des Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes endet die Äußerungsfrist spätestens zwei Wochen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unter-lagen.“\r\nDurch die Ergänzung in § 22 UVPG wird gewährleistet, dass auch im Falle von Planänderungen während des Verfahrens jedenfalls dieselbe Beschleunigung erzielt wird, wie bei der initialen Beteiligung. Angesichts der Vorbefassung mit dem Vorhaben und der Beschränkungen auf die Änderungen ist die Angleichung interessengerecht.\r\n§ 10 Absatz 5 UVPG\r\n§ 10 Absatz 5 UVPG sollte um die Nummer 19.2 ergänzt werden, da im Hinblick auf die bereits aufgeführte Nr. 19.1 – Stromleitungen betreffend – eine vergleichbare Interessenlage besteht. Über § 43l Absatz 2 Satz 2 EnWG wäre damit für die Wasserstoffnetze § 10 UVPG gleichfalls mit der Maßgabe anzuwenden, dass zusätzlich ein enger zeitlicher Zusammenhang bestehen muss. § 10 Absatz 5 UVPG sollte folglich wie folgt formuliert werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Für die in Anlage 1 Nummer 14.4, 14.5, 19.1 und 19.2 aufgeführten Vorhaben gilt Absatz 4 mit der Maßgabe, dass zusätzlich ein enger zeitlicher Zusammenhang besteht.“\r\n§ 67a Absatz 1 Satz 1 UVPG\r\nDie jetzige Fassung des § 67 UVPG greift nur für einen kleinen Teil der im Rahmen der Energie- und Wärmewende notwendigen Maßnahmen. Gleiches sollte für die Errichtung von Wasser-fernleitungen (Anlage 1 Ziffer 19.8 UVPG) oder künstlichen Wasserspeichern (Anlage 1 Ziffer 19.9) gelten. Für die Herstellung von Wasserstoff wird Wasser, entweder aus einer Leitung\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 51\r\noder aus einem Vorratsbecken, benötigt. Hier greift schnell das Kriterium des gebietsübergrei-fenden Charakters.\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderung in § 67a Absatz 1 Satz1 UVPG vor:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„In Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahren für Vorhaben nach § 65 Absatz 1 in Verbindung mit Anlage 1 Nummer 19.7 bis 19.9 kann die (...) zuständige Behörde vorläufig zulassen, dass bereits vor Feststellung des Plans oder Erteilung der Plangenehmigung in Tei-len mit Errichtung oder Änderung der Rohrleitungsanlage einschließlich Vorarbeiten begon-nen wird, wenn ...“\r\n3. Artikel 2 Änderung des Bundesimmissionsschutzgesetzes\r\n§ 16c BImSchG Sondervorschriften für Wasserstoffinfrastruktur\r\nWie noch im Referentenentwurf vorgesehen, sollten Einwendungen auf die betroffene Öffent-lichkeit beschränkt werden und auf einen Erörterungstermin verzichtet werden. Der Verweis auf den vorzeitigen Baubeginn (§ 8a BImSchG) ist zu begrüßen.\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderung in § 16c Absatz 1 Satz 2 und Satz 4 BImSchG vor:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Einwendungen, die nicht von der betroffenen Öffentlichkeit erhoben werden, sind ausge-schlossen. Einwendungen und Stellungnahmen können anstelle der elektronischen Eingabe auch bei der zuständigen Behörde mündlich zur elektronischen Eingabe abgegeben werden. Ein Erörterungstermin findet nicht statt.“\r\nDen Verweis auf die Repowering-Regeln für die Windenergie sieht der BDEW allerdings kri-tisch (§ 16c Absatz 3 BImSchG), obgleich es zu begrüßen ist, dass auch Änderungen oder Er-weiterungen von Elektrolyseuren spezifisch beschleunigt werden sollen. Der hier verwendete Verweis auf die Regelung zum Repowering von Windenergieanlagen birgt aber unnötige Rechtsunsicherheiten. So ist bereits jetzt absehbar, dass im Zusammenhang mit der Regelung die Frage aufkommen wird, wann ein \"Repowering\" von Elektrolyseuren vorliegen kann. So ist beispielsweise unklar, ob dazu auch der Ausbau der Produktionskapazitäten durch Erweite-rung der Anlage zählt. Zudem sind die in § 16b Absatz 2 Nr. 2 BImSchG spezifisch für Wind-energieanlagen getroffenen Regelungen zur Gesamthöhe der Anlage bei Elektrolyseuren nicht relevant.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 51\r\nWünschenswert wäre, wenn anstatt abstrakter Verweise eine konkrete inhaltliche Regelung des gewollten Beschleunigungsinhalts getroffen würde.\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Anlagenverordnung – 4. BImSchV\r\nDie in § 2 Absatz 1 Nr. 12 WasserstoffBG in Bezug genommenen Verdichter, die für den Be-trieb von Wasserstoffleitungen erforderlich sind, werden zukünftig vermehrt in der Ausfüh-rung von Elektroverdichtern realisiert werden. Elektroverdichter sind aktuell jedoch nicht von der 4. BImSchV erfasst, so dass entweder alle erforderlichen Einzelgenehmigungen über die (dafür üblicherweise nicht entsprechend ausgestattete) untere Behördenebene eingeholt wer-den müssen oder aber ein Planfeststellungsverfahren nach § 43 Absatz 2 Nr. 1 EnWG durchge-führt werden muss. Die Durchführung eines Planfeststellungsverfahrens ist jedoch aus der Praxiserfahrung mit der Genehmigung für Erdgasverdichter nicht in jeder Konstellation vor-zugswürdig, so dass vergleichbar der Erdgasverdichteranlagen – Nr. 1.4.1.1 der Anlage 1 der 4. BImSchV – eine Genehmigungspflicht für Elektroverdichteranlagen wünschenswert wäre.\r\nInsofern sollte eine neue Nummer 10.26 in der Anlage 1 zur 4. BImSchV in nachstehender Form aufgenommen werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“Elektroverdichteranlagen zum Transport von gasförmiger Energie” mit einer Leistung von 25 MW oder mehr”\r\nAls Verfahrensart für die Verdichter wäre “G: Genehmigungsverfahren gemäß § 10 BImSchG (mit Öffentlichkeitsbeteiligung)” vorzusehen.\r\nErgänzende Regelung erforderlich: 9., 13. und 44. BImSchV Wasserstoff-Feuerungs-Anlagen adressieren\r\nDie Verbrennung von Wasserstoff und die damit verbundenen Besonderheiten sind in den entsprechenden Verordnungen zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes bis-lang nicht berücksichtigt. Auch auf EU-Ebene fehlen entsprechende Festlegungen zum Stand der „besten verfügbaren Technik“. Den Genehmigungsbehörden fehlen somit derzeit die ge-setzlich vorgeschriebenen, technischen Rahmenbedingungen bei der Bearbeitung von Geneh-migungsanträgen von Wasserstoff-gefeuerten Anlagen. In der 13. BImSchV sollten daher für den Betrieb solcher Anlagen verbindliche bundeseinheitliche Stickoxidemissionsgrenzwerte aufgenommen werden. Auch die 44. BImschV ist für den Brennstoff Wasserstoff entsprechend anzupassen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 51\r\nWeiterhin muss derzeit in den Genehmigungsprozessen eine ausreichende Brennstoffversor-gung dargelegt werden, was in den meisten Fällen für Wasserstoff derzeit noch nicht möglich ist. Daher ist unter den jetzigen Rahmenbedingungen eine spätere Änderungsgenehmigung notwendig, wenn eine bereits genehmigte und in Betrieb gesetzte „H2-ready“-Anlage auf den Betrieb mit Wasserstoff umgestellt wird. Hier ist es erforderlich, zumindest die Emissionen für den Wasserstoffbetrieb bereits im ersten Neubauantragsverfahren in Form eines Vorbe-scheids bindend zu entscheiden. Es muss aus Gründen der Investitionssicherheit vermieden werden, dass dabei weitere zusätzliche Genehmigungsauflagen vorgeschrieben werden, die beim ursprünglichen Genehmigungsverfahren schon hätten auferlegt werden können. Diesem Risiko muss im BImSchG, bzw. in der 9. BImSchV Rechnung getragen werden.\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Änderung des Raumordnungsgesetzes\r\nGrundsätze der Raumordnung anpassen\r\nWie noch im Referentenentwurf vorgesehen, sollten ergänzende Regelungen in § 2 Ab-satz 2 Nr. 6 ROG für die Grundsätze der Raumordnung für Anlagen zur Erzeugung von Wasser-stoff aufgenommen werden. Zudem sollten Wasserstoffgrundspeicher in § 2 Absatz 2 Nr. 4 Satz 4 ROG adressiert werden.\r\nSpeicher sind immer an eine geologische Struktur im Untergrund gebunden. Aufgrund der Ab-gelegenheit dieser geologischen Strukturen ist die Oberfläche meist mit Freiraumbelangen (Natur-, Landschafts-, Landwirtschafts-, Forstwirtschafts-, Windkraftvorranggebieten) über-plant. Leider fehlt eine einheitliche Darstellung der Speicheranlagen in den Raumordnungsplä-nen (als Vorrang- oder Vorbehaltsgebiet). Da aber die meisten Speicherprojekte raumbedeut-same Vorhaben sind, müssen bei einem Konflikt mit der Raumordnung immer Raumordnungs-verfahren durchgeführt werden. Diese sind meist recht langwierig und stellen eine erhebliche Verzögerung für diese Projekte dar.\r\nBei Speichern handelt es sich immer auch um Rohstoffprojekte. Dies zeigt sich sowohl daran, dass die Anlagen in den Geltungsbereich des BBergG fallen, als auch daran, dass für die Errich-tung des unterirdischen Teils des Speichers immer eine Gewinnungslizenz benötigt wird (auf Kohlenwasserstoffe bei Porenspeichern und Steinsalz bei Kavernenspeichern).\r\nAufgrund der Gewichtung der Grundsätze der Raumordnung schlägt der BDEW vor, die Erwäh-nung der Untergrundspeicher an die Rohstoffsicherungsklausel in § 2 Absatz 2 Nr. 4 Satz 4 ROG anzuhängen. Damit wird das Thema hoch priorisiert und in den Kontext wirtschaftlicher Belange gestellt, um im Rahmen der Raumordnungspläne entsprechende Flächen in einer Ab-wägung einfordern zu können.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 51\r\n„Es sind die räumlichen Voraussetzungen für die vorsorgende Sicherung sowie für die geord-nete Aufsuchung und Gewinnung von standortgebundenen Rohstoffen und Wasserstoffunter-grundspeichern einschließlich ihrer dienlichen Anlagen zu schaffen.“\r\nVerzicht auf Raumverträglichkeitsprüfung anpassen\r\nMit der im Frühjahr 2023 erfolgten Novellierung des Raumordnungsgesetzes, insbesondere der §§ 15 und 16 ROG, sollten Energieleitungsvorhaben beschleunigt werden. Nach nunmehr einjähriger Praxis muss konstatiert werden, dass die beabsichtigte Beschleunigung aufgrund der – auch uneinheitlich gelebten – Behördenpraxis nur bedingt eingetreten ist. Insbesondere die Änderung des § 16 Absatz 2 ROG wird nach dem Dafürhalten des BDEW nicht entspre-chend der gesetzgeberischen Intention zur Anwendung gebracht. Nach der alten Konzeption des § 16 Absatz 2 Satz 1 ROG galt:\r\n„Von der Durchführung eines Raumordnungsverfahrens kann (Hervorhebung d. Verf.) bei solchen Planungen und Maßnahmen abgesehen werden, für die sichergestellt ist, dass ihre Raumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nNach der aktuellen Rechtslage gilt jedoch gemäß § 16 Absatz 2 Satz 1 ROG:\r\n„Von der Durchführung eines Raumverträglichkeitsverfahrens soll (Hervorhebung d. Verf.) bei solchen Planungen und Maßnahmen abgesehen werden, für die sichergestellt ist, dass ihre Raumverträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nAusweislich des § 43 Absatz 3 EnWG sind bei der Planfeststellung die von dem Vorhaben be-rührten öffentlichen und privaten Belange im Rahmen der Abwägung zu berücksichtigen. Ge-setzlich ist zudem über § 4 Absatz 1 Satz 1 Nr. 3 ROG sichergestellt, dass die Raumverträglich-keit im Planfeststellungsverfahren selbst geprüft wird. Folglich ist im Rahmen eines Planfest-stellungsverfahrens auch sichergestellt, dass alle raumordnerischen Belange in die Abwägung eingestellt werden. Dies deckt sich im Übrigen mit der bisherigen Praxis und Rechtsprechung, wonach die Nichtdurchführung eines Raumordnungsverfahrens sich nicht auf die Rechtmäßig-keit eines Planfeststellungsbeschlusses auswirkt, wenn im Rahmen dessen die raumordneri-schen Belange entsprechend ihres Gewichts in die Abwägung eingestellt und berücksichtigt worden sind.\r\nAngesichts und trotz dessen sind die Behörden vielfach nicht bereit, von der Raumverträglich-keitsprüfung bzw. der Anzeige nebst Einreichung umfangreicher Unterlagen abzusehen. Inso-fern und um dem gesetzgeberischen Willen in der Praxis zum Durchgriff zu verhelfen, sollte § 16 Absatz 2 ROG nach Satz 1 wie folgt geändert werden.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 51\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Auf Antrag des Vorhabenträgers ist von der Durchführung einer Raumverträglichkeitsprüfung bei solchen Planungen und Maßnahmen abzusehen, für die sichergestellt ist, dass ihre Raum-verträglichkeit anderweitig geprüft wird.“\r\nAlternativ wäre eine entsprechende Regelung im WasserstoffBG oder EnWG für Wasserstoff-leitungen sowie für netzverstärkende Gasversorgungsleitungsbaumaßnahmen denkbar.\r\nPrüfung alternativer Trassenverläufe beschränken\r\nDie Beschränkung der Prüfung alternativer Trassenverläufe im Planfeststellungsverfahren für Vorhaben, die im Trassenraum von Bestandsleitungen geführt werden (derzeit im Gesetzge-bungsverfahren für Hoch- und Höchstspannungsleitungen, § 43 EnWG), sollte auch auf andere Formen der Transformationsinfrastruktur, wie beispielsweise Wasserstoffleitungen, Anwen-dung finden. Ebenso sollte auch für Wasserversorgungs- und Abwasserbeseitigungsinfrastruk-turen eine Beschränkung der Prüfung alternativer Trassenverläufe in den entsprechenden Re-gelwerken implementiert werden.\r\nUnterlagenumfang für Verzichtsanzeige reduzieren\r\nFür eine Verzichtsanzeige zur Raumverträglichkeitsprüfung nach § 15 Absatz 4 ROG sollten nicht die gleichen Unterlagen eingereicht werden müssen wie für die umfängliche Durchfüh-rung der Raumverträglichkeitsprüfung selbst. Vielmehr sollte es ausreichen, die Unterlagen für die Verzichtsanzeige auf die relevanten Prüfungsvoraussetzungen des Verzichts nach § 15 Ab-satz 4 ROG zu beschränken – wie etwa u. a. auf § 1 S. 3 Nr. 14 HS: 2 Raumordnungsverordnung bzw. auf die überschlägige Prüfung von relevanten raumbedeutsamen Konflikten mit den Er-fordernissen der Raumordnung oder mit anderen raumbedeutsamen Planungen und Maßnah-men.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 15 Absatz 4 S. 3 ROG könnte lauten:\r\n„Der Anzeige sind die für die eine überschlägige Prüfung des Erfordernisses der Raumverträg-lichkeitsprüfung erforderlichen Unterlagen nach Absatz 2 Satz 1 beizufügen.“\r\nProjektmanager ermöglichen – § 12a ROG neu\r\nVergleichbar den Fachgesetzen, wie zum Beispiel dem Energiewirtschaftsgesetz, Bundesfern-straßengesetz oder dem Allgemeinen Eisenbahngesetz, sollte auch für\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 51\r\nRaumverträglichkeitsprüfungen der Einsatz eines Projektmanagers vorgesehen werden kön-nen, um die Verfahren tatsächlich gemäß der Vorgabe des § 15 Absatz 1 Satz 2 ROG innerhalb von sechs Monaten abschließen zu können. Hierzu wird folgender § 12a ROG neu vorgeschla-gen:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“(1) Die nach Landesrecht zuständige Behörde kann einen Dritten, der als Verwaltungshelfer beschäftig werden kann, auf Vorschlag oder mit Zustimmung des Trägers des Vorhabens und auf dessen Kosten mit der Vorbereitung und Durchführung von Verfahrensschritten beauftragt werden, wie insbesondere\r\n1. der Erstellung von Verfahrensleitplänen unter Bestimmung von Verfahrensabschnitten und Zwischenterminen,\r\n2. der Fristenkontrolle,\r\n3. dem Qualitätsmanagement der Anträge und Unterlagen der Vorhabenträger,\r\n4. der Auswertung der eingereichten Stellungnahmen,\r\n5. der organisatorischen Vorbereitung eines Erörterungstermins,\r\n6. der Leitung des Erörterungstermins und\r\n7. dem Entwurf von Entscheidungen.\r\n(2) Die nach Landesrecht zuständige Behörde soll im Falle einer Beauftragung des Projektma-nagers mit diesem vereinbaren, dass die Zahlungspflicht unmittelbar zwischen Vorhabenträger und Projektmanager entsteht und seine Abrechnung zwischen diesen erfolgt; Voraussetzung ist, dass der Vorhabenträger einer solchen zugestimmt hat. Der Projektmanager ist verpflich-tet, die Abrechnungsunterlagen ebenfalls der zuständigen Behörde zu übermitteln. Die zustän-dige Behörde prüft, ob die vom Projektmanager abgerechneten Leistungen dem jeweiligen Auftrag entsprechen und teilt dem Vorhabenträger das Ergebnis dieser Prüfung unverzüglich mit.\r\n(3) Die Entscheidung über die Raumverträglichkeitsprüfung liegt allein bei der zuständigen Be-hörde.”\r\nAusnahmen von der Notwendigkeit einer Raumverträglichkeitsprüfung schaffen\r\nEs sollten mehr Ausnahmetatbestände geschaffen werden, da insbesondere das Raumord-nungsverfahren viel Zeit in Anspruch nimmt. So sollte ergänzt werden, dass kein ROV bei Vor-haben, die bestmöglich in Bündelung zu bestehenden Infrastrukturen realisiert werden, durchgeführt werden muss.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 51\r\nNutzungsmöglichkeit bestehender Standorte erweitern - § 13 ROG\r\nRaumordnungspläne sollten insbesondere auch Festlegungen zur Konversion von aufgegebe-nen Standorten, an denen Energie aus fossilen Energieträgern gewonnen wurde, für die Nut-zung von Wasserstoff enthalten. Diese sollte nicht einerseits für (bereits) aufgegebene Stand-orte, unbedingt aber auch für noch fossil genutzte, aber sukzessive transformierte und/oder später aus der fossilen Nutzung herausfallende Standorte gelten. Generell sollten sämtliche Kraftwerksstandorte raumordnerisch und bauleitplanerisch für die Wasserstofferzeugung und -nutzung (Verbrennung/Transport/Abfüllung etc.) \"geöffnet\" werden.\r\nErgänzende Regelungen erforderlich: Änderung des Baugesetzbuches\r\nAußenbereichsprivilegierung im Bauplanungsrecht schaffen\r\nEs fehlen zudem beschleunigende Regelungen im Bauplanungsrecht. Für Elektrolyseure und Wasserstoffspeicher ist derzeit im Regelfall ein Bebauungsplan erforderlich. Dieser Schritt kos-tet durchschnittlich 2 Jahre Zeit. Eine Außenbereichsprivilegierung in § 35 BauGB könnte hier erhebliche Beschleunigungswirkung entfalten. Zudem ist die bestehende Regelung in § 249a BauGB 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 maxi-mal 3,5m Gesamtanlagenhöhe und 100m2 Grundfläche Elektrolyseure in sinnvoller Größen-ordnung nicht ermöglichen.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 35 Absatz 1 BauGB sollte um folgende Nr. 10 ergänzt werden:\r\n„(1) Im Außenbereich ist ein Vorhaben nur zulässig, wenn öffentliche Belange nicht entgegen-stehen, die ausreichende Erschließung gesichert ist und wenn es (…)\r\n10. der Herstellung von Wasserstoff durch Elektrolyse von Wasser oder durch Aufspaltung von Ammoniak oder der Speicherung von Wasserstoff dient.“\r\nSollte das nicht umsetzbar sein, ist zumindest eine Anpassung von § 249a BauGB notwendig:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nNeufassung des § 249a BauGB:\r\n„(1) „Ein Vorhaben, das der Herstellung oder Speicherung von Wasserstoff dient ist unter den in Absatz 2 genannten weiteren Voraussetzungen im Außenbereich privilegiert, wenn Strom\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 51\r\ngenutzt wird aus a. einer Anlage zur Erforschung, Entwicklung oder Nutzung der Windenergie nach § 35 Absatz 1 Nummer 5 oder b. einer Anlage zur Nutzung solarer Strahlungsenergie nach § 35 Absatz 1 Nummer 8 Buch-stabe b oder Nummer 9 oder c. einer sonstigen Anlage zur Nutzung solarer Strahlungsenergie oder d. einem Umspannwerk. (2) Ein Vorhaben ist nach Absatz 1 nur zulässig, wenn a. durch technische Vorkehrungen sichergestellt ist, dass der Wasserstoff ausschließlich aus dem Strom der in Absatz 1 Buchstaben a bis c genannten Anlagen oder ergänzend dazu aus dem Strom sonstiger Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Energien erzeugt wird, b. die Produktionskapazität nicht mehr als 50 t Wasserstoff pro Tag beträgt und der Höhenun-terschied zwischen der Geländeoberfläche im Mittel und dem höchsten Punkt der Gebäude-oberkante 10 Meter nicht überschreitet, wobei Anlagen der technischen Gebäudeausrüstung wie Lüftungsanlagen, Anlagen zur Druckregulierung, Blitzschutzanlagen oder andere oberhalb der Gebäudeoberkanten liegende technische Einrichtungen für den Höhenunterschied unbe-achtlich sind, und c. die in Absatz 1 genannte Anlage oder die sonstigen Anlagen zur Nutzung erneuerbarer Ener-gien nach Nummer 1 nicht bereits mit einem anderen Vorhaben zur Herstellung oder Speiche-rung von Wasserstoff verbunden sind.“\r\nZudem sollte klargestellt werden, dass Elektrolyseure unterhalb von 50 t/d (siehe IED) auch in Gewerbegebieten zulässig sein können. Schließlich sollte eine Abweichungsmöglichkeit vorge-sehen werden, damit Elektrolyseure in Industriegebieten zulässig sind, welche bislang für eine fossile Kraftwerksnutzung vorgesehen waren, um eine zeitaufwendige Änderung des Bebau-ungsplans zu vermeiden.\r\nErgänzend wäre eine ausdrückliche Regelung zur Festsetzungsmöglichkeit von Sondergebieten (SO) für \"Energiecluster\" (bspw. Elektrolyse/H2-Kraftwerke/Batterien/Abfüllstationen) in § 11 BauNVO zu begrüßen. Bestehende Abgrenzungsschwierigkeiten zu Industriegebieten (IG) wür-den hierdurch bei multifunktionalen Standorten vermieden.\r\n4. Artikel 3 – Änderung der Verwaltungsgerichtsordnung\r\nFolgerichtig zur Aufnahme von kohlenstoffarmem Wasserstoff in den Anwendungsbereich des Gesetzes sollte auch die Änderung der Verwaltungsgerichtsordnung neben Elektrolyseuren und Wasserstoffspeichern diese Anlagen miteinbeziehen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 51\r\n5. Artikel 5 – Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes\r\n§ 28q Absatz 8 Satz 5 EnWG – überragendes öffentliches Interesse für das Kernnetz anpas-sen\r\nEs ist zu begrüßen, dass neben dem überragenden öffentlichen Interesse nun auch die öffent-liche Sicherheit mit in § 28q Absatz 8 EnWG aufgenommen werden soll. Was weiter fehlt, ist die ausdrückliche Verankerung eines rechtlichen Planfeststellungsvorbehalts für Erdkabel (380 kV) zur Anbindung von Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff und eine Anpassung der Gel-tungszeit des überragenden öffentlichen Interesses.\r\n§ 28q Absatz 8 S. 5 EnWG-E regelt nach wie vor, dass die genehmigten Projekte des Kernnet-zes nur dann „energiewirtschaftlich notwendig sind und vordringlich sind sowie, dass sie im überragenden öffentlichen Interesse (und der öffentlichen Sicherheit) liegen“, „sofern in ei-nem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird und sie bis 2030 in Betrieb genommen werden“. Diese Regelung ist aus planungsrechtlicher Sicht für diejenigen Verfahren problematisch, die noch im Planfeststellungsverfahren befindlich sind, wenn der Netzentwicklungsplan verbindlich wird bzw. wo durch etwaigen Zeitverzug im Rahmen der Planfeststellungsverfahren die Prognose, dass die Leitungen noch bis 2030 in Betrieb genom-men werden können, mit weiterem Zeitablauf immer schwieriger fällt. Schlimmstenfalls würde eine weiterhin erforderliche Leitung angesichts negativer Inbetriebnahmeprognose und damit Entfall der Feststellung des überragenden öffentlichen Interesses nicht mehr in der vorliegenden und bis dato genehmigungsfähigen Trasse genehmigt werden können.\r\nAngesichts der Regelung in § 4 Absatz 2 WasserstoffBG, sollte § 28q Absatz 8 Satz 5 EnWG un-seres Erachtens wie folgt angeglichen werden:\r\nFormulierungsvorschlag für § 28q Absatz 8 Satz 5 EnWG:\r\n“Für die genehmigten Projekte gilt, sofern in einem zukünftigen Netzentwicklungsplan nicht etwas anderes festgestellt wird und sie bis 2030 in Betrieb genommen werden, dass sie ener-giewirtschaftlich notwendig und vordringlich sind sowie, dass sie im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicherheit dienen.“\r\nEinzelne Behörden gehen derzeit davon aus, dass es sich bei H2-Kernnetz-Projekten, für die noch kein konkreter Vorhabenträger benannt ist, um nicht genehmigte Projekte handelt und damit eine entsprechende Planrechtfertigung fehlt. Daher sollte dahingehend eine Klarstel-lung zu § 28 q EnWG in der Gesetzesbegründung erfolgen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 35 von 51\r\n§ 35h EnWG – Anzeigepflicht statt Genehmigungspflicht bei der Umwidmung von Gasspei-chern ist zu begrüßen\r\nZum Zwecke der Verfahrensbeschleunigung sieht der Gesetzgeber im Falle der Umstellung ei-ner Gasspeicheranlage auf Wasserstoff nun eine Anzeigepflicht mit Frist von sechs Monaten bei einer Stilllegung des Speichers gemäß § 35h EnWG vor. Das ist grundsätzlich zu begrüßen.\r\nDie bisherige Rechtslage sieht eine Genehmigung der Bundesnetzagentur für die im Rahmen der Umstellung einhergehenden Stilllegung des Erdgasspeichers vor. Im neuen Anzeigeverfah-ren ist dennoch darzulegen, dass durch die Umstellung keine nachteiligen Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit drohen. Aufgrund der geringeren Größen der Anlagen, sollte diese Nachweisführung entfallen oder zumindest eine Größenschwelle mit z. B. 1 TWh Wasser-stoffspeichervolumen eingeführt werden.\r\n§ 43 Abs. 2 Satz 1 Nr. 7 EnWG „Energiekopplungsanlagen“ anpassen\r\nFür einen effektiven Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur schlägt der BDEW im Gesetzesent-wurf eine ergänzende Änderungsmöglichkeit für das Zulassungsverfahren für Elektrolyseure vor.\r\nAnerkanntermaßen sind Elektrolyseure industrielle Anlagen, die mittels immissionsschutz-rechtlicher Genehmigung zugelassen werden. Darüber hinaus besteht schon heute die ver-steckte Option, Elektrolyseure mittels Planfeststellungsbeschluss zuzulassen (§ 43 Abs. 2 Satz 1 Nr. 7 EnWG „Energiekopplungsanlagen“). Von dieser Option wird derzeit – soweit ersichtlich – wenig Gebrauch gemacht. Dies mag vor allem am wenig eindeutigen Wortlaut der Regelung („Energiekopplungsanlagen“) und der vermeintlichen Nähe zum Leitungsbau/-betrieb liegen. Insofern besteht die Unsicherheit für Vorhabenträger, ob sie das richtige Verfahren gewählt haben, wenn sie Gebrauch von dieser Regelung machen.\r\nEine Klarstellung des Gesetzeswortlauts (bspw. „[…] Energiekopplungsanlagen wie z.B. Elekt-rolyseure […]“) würde Abhilfe schaffen. In der Gesetzesbegründung sollte in der Folge besten-falls klargestellt werden, dass es sich um eine neben dem immissionsschutzrechtlichen Verfah-ren stehende weitere Zulassungsoption handelt, die begrenzt durch die regulierungsrechtli-chen Maßstäbe von Leitungsnetzbetreibern genutzt werden kann.\r\n§ 43a EnWG – Anhörungsverfahren und Erörterungstermin\r\nDie fakultative Möglichkeit zum Verzicht auf einen Erörterungstermin anstelle eines zwingen-den Entfallens wird grundsätzlich begrüßt. Hinsichtlich der vorgeschlagenen Änderungen der Regelungen zur Durchführung des Anhörungsverfahrens sollten folgende Klarstellungen und Nachschärfungen erfolgen:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 36 von 51\r\n§ 43a Abs. 3 Auf Verlangen eines Beteiligten, das während der Dauer der Auslegung an die zuständige Be-hörde zu richten ist, wird ihm eine leicht zu erreichende Zugangsmöglichkeit zur Verfügung ge-stellt\r\nDie Verfahrensbeteiligten sind in § 13 VwVfG legaldefiniert. Sie sind nicht vollständig de-ckungsgleich mit der betroffenen Öffentlichkeit, welche durch eine Auslegung angesprochen werden soll. Möglicherweise könnte die Einengung auf Verfahrensbeteiligte auch einen Ver-stoß gegen die Aarhus-Konvention darstellen.\r\nIn direktem Widerspruch Völker- und Europarecht steht § 43a Abs. 7, welcher die Schriftform für Einwendungen ausschließt, wohingegen Art. 6 Abs. 7 der Aarhus-Konvention Folgendes re-gelt:\r\nIn Verfahren zur Öffentlichkeitsbeteiligung hat die Öffentlichkeit die Möglichkeit, alle von ihr für die geplante Tätigkeit als relevant erachteten Stellungnahmen, Informationen, Analysen oder Meinungen in Schriftform vorzulegen oder gegebenenfalls während einer öffentlichen Anhörung oder Untersuchung mit dem Antragsteller vorzutragen.\r\n§ 43a Abs. 7 ermächtigt die Behörde zur Weiterleitung von Einwendungen an den Vorhaben-träger, sagt aber nichts zur DSGVO. Empfehlenswert wäre es, sich insoweit an die bereits be-stehende Regelung in § 30a Abs. 4 NABEG anzulehnen.\r\n§ 43 a neuer Absatz – Regelung zur Vollständigkeitsprüfung ergänzen.\r\nIm Planfeststellungsverfahren stellt die Frage der Vollständigkeit der Planunterlagen einen wesentlichen Verfahrensschritt dar, dessen Verzögerung das gesamte Verfahren deutlich ver-langsamen kann. Daher sollte § 43a EnWG um folgende entsprechende Regelung ergänzt wer-den:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“Die Anhörungsbehörde hat nach Eingang des Plans, in der Regel spätestens innerhalb eines Monats, zu prüfen, ob dieser vollständig ist. Der Plan ist vollständig, wenn er prüffähig ist. Dies ist dann der Fall, wenn der Plan sich zu allen rechtlich relevanten Aspekten des Vorha-bens verhält und die Behörde in die Lage versetzt, den Plan unter dieser Berücksichtigung näher zu prüfen. Fachliche Einwände und Nachfragen zum Plan stehen der Vollständigkeit nicht entgegen, sofern der Plan eine fachliche Prüfung überhaupt ermöglicht. Das Vollstän-digkeitsdatum ist der Tag, an dem die letzte Unterlage bei der Behörde eingegangen ist, die für das Erreichen der Vollständigkeit im Sinne der Sätze 2 bis 4 erforderlich ist.”\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 37 von 51\r\n§ 43a neuer Absatz - Ausschluss von Einwendungen\r\nFür § 16c Absatz 1 Nr. 2 BImSchG neu fordert der BDEW, dass für Anlagen nach dem Wasser-stoffBG Einwendungen, die nicht von der betroffenen Öffentlichkeit erhoben werden, ausge-schlossen sind. Gleiches sollte für energiewirtschaftsrechtliche Planfeststellungen gelten. Inso-fern sollte der neu gestaltete § 43a EnWG um eine vergleichbare Regelung, ergänzt werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„In Verfahren für Vorhaben von überragendem öffentlichem Interesse sind Einwendungen, die nicht von der betroffenen Öffentlichkeit erhoben werden, ausgeschlossen.“\r\n§ 43a neuer Absatz EnWG – Gleiche Einwendungs- und Stellungnahmefrist\r\n§ 43a EnWG sollte um einen neuen Absatz mit folgendem Inhalt ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Die gemäß § 73 Absatz 3a Verwaltungsverfahrensgesetz zu setzende Frist der Anhörungsbe-hörde soll mit dem Ablauf der Einwendungsfrist zusammenfallen.“\r\nMit dieser Neuregelung würde zwischen der Einwendungsfrist Privater, der Stellungnahmefrist von Verbänden und der Stellungnahmefrist der Behörden ein grundsätzlicher Gleichlauf her-gestellt und das Verfahren zeitlich beschleunigt. Der Gleichlauf würde den Vorhabenträger zu-dem in die Lage versetzen, einerseits frühzeitiger vorzeitige Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b Absatz 1a EnWG zu stellen und damit zugleich die Verfahrenslast bei der zuständigen Enteignungsbehörde zeitlich zu strecken, und andererseits frühzeitiger die Zulassung des vor-zeitigen Baubeginns nach § 44c EnWG für zeitkritische Maßnahmen, wie zum Beispiel Vergrä-mungsmaßnahmen und Gehölzbeseitigung, zu beantragen.\r\n§ 43e Absatz 4 EnWG – Zuständigkeit des BVerwG implementieren\r\nAngesichts der zentralen Rolle der Wasserstoffkernnetzleitungen für das Gelingen des Hoch-laufs des Wasserstoffmarkts sollten Rechtsmittel gegen die Zulassungsentscheidungen dieser Leitungen sowie dem Leitungsbetrieb dienenden Anlagen unmittelbar durch das Bundesver-waltungsgericht überprüft werden. § 43e Absatz 4 EnWG sollte daher um folgenden Satz 3 neu ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Die Sätze 1 und 2 gelten für die Wasserstoffnetzinfrastrukturen, die Teil des Wasserstoffkern-netzes im Sinne von § 28q sind, sowie Anlagen, die für den Betrieb dieser Leitungen notwendig sind und die nach § 43l Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 planfestgestellt werden, entsprechend.”\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 38 von 51\r\n§ 43l EnWG – Ergänzung für Erdgasnetz und Derivate erforderlich\r\n§ 43l Absatz 1 Satz 2 EnWG bedarf der Ergänzung um die für den Auf- und Ausbau des Was-serstoffnetzes notwendigen zusätzlichen Ausbaumaßnahmen des bestehenden Erdgasnetzes. § 43l Absatz 1 Satz 2 EnWG sollte daher nach dem Wort “Wasserstoffleitungen” um folgende Wörter ergänzt werden, um zu gewährleisten, dass die Umstellungen der Gasleitungen auf den Transport von Wasserstoff zeitgerecht und unter gleichzeitiger Gewährleistung der Gas-versorgungssicherheit erfolgen können.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“und die für den Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes notwendigen zusätzlichen Ausbau-maßnahmen des bestehenden Gasversorgungsnetzes”\r\nDie Neufassung des § 43l Absatz 2 EnWG mit der Einführung einer Frist von 12-Monaten für das Planfeststellungsverfahren ist zu begrüßen. Wie noch im Referentenentwurf vorgesehen sollte in einem neuen Satz 4 allerdings auch die Äußerungsfrist im UVPG wieder auf 2 Wochen verkürzt werden.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„(2) Die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung von Wasserstoffleitungen mit einem Durchmesser von mehr als 300 Millimetern einschließlich der Anbindungsleitungen von Anla-gen zur Erzeugung, zur Speicherung und zum Import von Wasserstoff mit einem Durchmesser von mehr als 300 Millimetern bedürfen der Planfeststellung durch die nach Landesrecht für Verfahren nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 5 zuständige Behörde. Die nach Landesrecht zu-ständige Behörde fasst den Planfeststellungsbeschluss innerhalb von zwölf Monaten. Sie kann die Frist um bis zu sechs Monate verlängern, wenn dies wegen der Schwierigkeit der Prüfung, oder aus Gründen, die dem Antragsteller zuzurechnen sind, erforderlich ist. Die Fristverlänge-rung ist gegenüber dem Antragsteller zu begründen. Die Frist nach Satz 2 beginnt mit Ausle-gung der Planunterlagen nach § 43a Absatz 3. § 43 Absatz 3 Satz 2 bis 4, Absatz 3c Satz 1 Num-mer 1 und 3 und § 48a dieses Gesetzes sowie Anlage 1 Nummer 19.2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung sind auf Wasserstoffleitungen entsprechend anzuwenden. § 21 Absatz 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist mit der Maßgabe anzu-wenden, dass für den Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen die Äußerungsfrist zwei Wo-chen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unterlagen endet.“\r\n§ 43l Absatz 3 Satz 1 EnWG bedarf der Ergänzung der Wasserstoffderivate.\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 39 von 51\r\n(3) Auf Antrag des Trägers des Vorhabens kann die nach Landesrecht für Verfahren nach § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 5 zuständige Behörde die Errichtung und den Betrieb sowie die Ände-rung von Wasserstoffleitungen einschließlich der Anbindungsleitungen von Anlagen zur Erzeu-gung, zur Speicherung und zum Import von Wasserstoff und Wasserstoffderivaten mit einem Durchmesser von 300 Millimeter oder weniger durch Planfeststellung zulassen. § 43 Absatz 2 Satz 1 Nummer 1 bleibt unberührt. Absatz 2 Satz 2 bis 6 ist entsprechend anzuwenden.“\r\n§ 43l neuer Absatz – Vorrang für Wasserstoffleitungen ergänzen\r\n§ 43 Absatz 3a Satz 2 und 3 EnWG regelt, dass der beschleunigte Ausbau der Hochspannungs-leitungen und der für den Betrieb notwendigen Anlagen als vorrangiger Belang in die jeweils durchzuführende Schutzgüterabwägung eingebracht werden soll. Dies gilt gemäß Satz 3 nicht gegenüber den Belangen der Landes- und Bündnisverteidigung. Angesichts der im Gesetzent-wurf erfolgten Feststellung, dass der Hochlauf des Wasserstoffmarkts ein zentraler Baustein für eine treibhausgasneutrale Wirtschaft darstellt, ist es interessengerecht, die bereits für die Stromleitungen getroffene Regelung auch für die Wasserstoffleitungen zur Anwendung zur bringen. Dies sollte in jedem Falle für die Wasserstoffkernnetzleitungen gelten.\r\nFür Wasserstoffleitungen sollte eine entsprechende Regelung in § 43l EnWG als neuer Absatz aufgenommen werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Bis die Energieversorgung im Bundesgebiet nahezu treibhausgasneutral ist, soll der beschleu-nigte Ausbau der Wasserstoffleitungen und der für den Betrieb notwendigen Anlagen sowie die für die Umstellung von Gasversorgungsleitungen für den Wasserstofftransport erforderli-chen netzverstärkenden Gasversorgungsleitungen als vorrangiger Belang in die jeweils durch-zuführende Schutzgüterabwägung eingestellt werden. Satz 2 ist nicht gegenüber Belangen der Landes- und Bündnisverteidigung anzuwenden. § 43 Absatz 3b gilt entsprechend.“\r\n§ 43l neuer Absatz – Ergänzung für Leitungsumstellungen und erdgasnetzverstärkende Lei-tungsbaumaßnahmen\r\nWie bereits dargelegt, bedarf es für die Realisierung des Wasserstoffkernnetzes einer Vielzahl von Umstellungen von Erdgas auf Wasserstoff sowie für die Umstellung erforderlicher erdgas-verstärkender Leitungsbaumaßnahmen. Diese sollten folglich gleichfalls von der Neuregelung profitieren. § 43l neuer Absatz sollte folglich wie folgt formuliert werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 40 von 51\r\n„§ 43 Absatz 3 Satz 2 bis 4, Absatz 3c Satz 1 Nummer 1 und 3, § 48a sowie Anlage 1 Nummer 19.2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist auf Gasversorgungsleitungen, die auf Wasserstoff umgestellt werden sowie auf die für die Umstellung erforderlichen netzver-stärkenden Gasversorgungsleitungen entsprechend anzuwenden. § 21 Absatz 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist mit der Maßgabe anzuwenden, dass für den Auf- und Ausbau von Wasserstoffnetzen die Äußerungsfrist zwei Wochen nach Ablauf der Frist für die Auslegung der Unterlagen endet“\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Umstellung von LNG-Anbindungsleitungen auf Wasser-stoff erleichtern\r\nAngesichts der erfolgten Realisierung von Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen an das Fern-leitungsnetz i.S.d. § 43 Absatz 1 S. 1 Nr. 6 EnWG bedarf es in § 43l Absatz 4 EnWG einer Ergän-zung bezüglich dieser Anbindungsleitungen, um auch diese wie beabsichtigt perspektivisch auf Wasserstoff umstellen zu können. Die Ergänzung ist auch im Hinblick auf die in Absätzen 2 und 3 bereits in Bezug genommenen Anbindungsleitungen von Anlandungsterminals für Wasser-stoff konsistent. § 43l Absatz 4 sollte im Hinblick auf die LNG-Anbindungsleitungen an das Fernleitungsnetz i.S.d. § 43 Absatz 1 Satz 1 Nr. 6 EnWG ergänzt werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\nDie Wörter “und Anbindungsleitungen von LNG-Anlagen” sollten nach dem Halbsatz “Behördli-che Zulassungen für die Errichtung, die Änderung und den Betrieb einer Gasversorgungsleitung für Erdgas” und vor dem Halbsatz “einschließlich der für den Betrieb notwendigen Anlagen,” eingefügt werden.\r\nErgänzende Regelung erforderlich: Raumordnerische Festlegungen in der AWZ auf Wasser-stoffleitungen erstrecken\r\n§ 43l Absatz 7 EnWG sollte im Hinblick auf die ausschließliche Wirtschaftszone um einen Satz 2 neu ergänzt werden, und zwar wie folgt:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n“Raumordnerische Festlegungen bzw. Ausweisungen in den Flächenentwicklungsplänen für Offshore-Windenergieanlagen und deren Stromtrassen in der ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland innerhalb der Nord- und Ostsee gelten unmittelbar auch für Wasserstoffleitungen und Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff”.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 41 von 51\r\n§ 43p EnWG (neu): Schnelle Reparatur von Gasleitungen ermöglichen\r\nAngesichts der Verordnung (EU) 2024/1787 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juni 2024 über die Verringerung der Methanemissionen im Energiesektor und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/942 und der dort in Art. 14 Absatz 9 niedergelegten Regelung bedarf es für die Gasversorgungsnetzbetreiber einer gesetzlichen Neuregelung, um eine unverzügliche Reparatur, spätestens jedoch innerhalb von fünf Tagen, in der Regel auch tatsächlich durchfüh-ren zu können. Die Einhaltung dieser kurzen Frist wird im Hinblick auf vielfach erforderliche Genehmigungen, insbesondere naturschutzfachliche Eingriffsgenehmigungen, absehbar nicht einzuhalten sein. Angesichts des mit der Reparatur verfolgten Schutzzwecks und des mit einem durch die Reparatur üblicherweise einhergehenden unwesentlichen Eingriffs sollte zur grund-sätzlichen Ermöglichung der Reparaturfristen folgende Neuregelung in § 43p EnWG neu getrof-fen werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n§ 43p EnWG neu\r\n“Reparaturen zur Beseitigung von Leckagen an Gasversorgungsleitungen müssen den zuständi-gen Behörden unverzüglich angezeigt werden. Anträge auf öffentlich-rechtliche Zulassungen, insbesondere Genehmigungen, Erlaubnisse, Bewilligungen, Ausnahmen und Befreiungen sowie Zustimmungen sind auf Genehmigung nur erforderlich, wenn die jeweilige Behörde einen sol-chen nach Anzeige der Reparatur fordert.”\r\nbzw. sollte § 14 Absatz 1 BNatSchG wie folgt geändert werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„Die land-, forst- und fischereiwirtschaftliche Bodennutzung sowie die Leckreparatur nach Art. 14 der Verordnung (EU) 2024/1787 sind nicht als Eingriff anzusehen, soweit dabei die Ziele des Naturschutzes und der Landschaftspflege berücksichtigt werden.“\r\n6. Artikel 7 Änderungen des Wasserhaushaltsgesetzes\r\n§ 11c WHG – Verfahren bei Wasserstoffinfrastrukturvorhaben\r\nDie vorgesehene entsprechende Anwendung der Absätze 1 Satz 2, 2 bis 6 und Absatz 7 Satz 1 bis 6des § 11a WHG in § 11c Absatz 1 WHG-E erscheint verfahrenssystematisch nachvollzieh-bar, ist aber im Hinblick auf das Ziel der Verfahrensbeschleunigung für Wasserstoffinfrastruk-turprojekte nur eingeschränkt sinnvoll.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 42 von 51\r\n§ 11c WHG-E enthält bereits über § 11a WHG hinausgehende Bestimmungen, insbesondere eine verbindliche Entscheidungsfrist von sieben Monaten sowie klare Vorgaben zur Fristver-längerung und zum Fristbeginn. Diese Regelungen stellen eine eigenständige und inhaltlich weitergehende Beschleunigungsnorm dar, während § 11a WHG im Kern lediglich verfahrens-organisatorische Standards zur Vollständigkeitsprüfung und Fristberechnung beinhaltet.\r\nVor diesem Hintergrund trägt die Bezugnahme auf § 11a WHG nicht maßgeblich zur zusätzli-chen Beschleunigung bei. Vielmehr könnte geprüft werden, ob eine eigenständige, kohärente Regelung im Rahmen von § 11c WHG-E ohne Rückgriff auf § 11a WHG rechtstechnisch und in-haltlich stringenter wäre.\r\nAlternativ wäre in der Gesetzesbegründung klarzustellen, dass die entsprechende Anwendung lediglich der Verfahrensvereinheitlichung dient, jedoch keine weitergehenden Beschleuni-gungswirkungen entfaltet.\r\nDabei wäre dann auch zu beachten, dass Wasserstoffinfrastrukturvorhaben regelmäßig mit wasserrechtlich relevanten Maßnahmen (Entnahmen, Einleitungen oder Eingriffen in Gewäs-serräume) verbunden sind. Diese betreffen die Belange der öffentlichen Wasserversorgung unmittelbar (zusätzliche Anforderungen an Wassermengen, potenzielle Auswirkungen auf Wasserschutzgebiete etc.). Eine deutliche Verfahrensverkürzung kann dabei den notwendigen fachlichen Abstimmungsprozess mit Wasserversorgungsunternehmen oder zuständigen Fach-behörden erschweren.\r\nUmso wichtiger ist es daher, dass die öffentliche Wasserversorgung durch § 11c WHG-E nicht mittelbar beeinträchtigt wird. Es sollte daher vorsorglich im Gesetzestext oder zumindest in der Gesetzesbegründung noch einmal ausdrücklich klargestellt werden, dass die Vorschrift die bestehenden Schutzmechanismen und Vorrangregeln für die öffentliche Wasserversorgung – insbesondere nach § 47 WHG – unberührt lässt. Auf diese Weise kann ein ausgewogener Inte-ressenausgleich zwischen Beschleunigung und Ressourcenschutz sichergestellt werden.\r\n§ 11 c Absatz. 1 Nr. 2 WHG\r\nDer BDEW regt an, dass die hier formulierten Fristen ausschließlich für eigenständige Planfest-stellungsverfahren zum Tragen kommen und das einzeln beantragte wasserrechtliche Erlaub-nisse für „einfache“ Bauwasserhaltungen weiterhin deutlich zügiger (Erwartungshorizont 6 Wochen) erteilt werden.\r\n§ 11c Absatz 2 WHG – Verfahrensbeschleunigung und Fristen\r\n§ 11c Absatz 2 WHG regelt die Entscheidungsfrist der Behörde im Rahmen von wasserrechtli-chen Planfeststellungsverfahren. Die eingeräumte Entscheidungsfrist für die Behörde von 12\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 43 von 51\r\nMonaten und im Verlängerungsfall sogar von 18 Monaten dürfte im Ergebnis das Ziel einer ef-fektiven Beschleunigung wasserrechtlicher Planfeststellungsverfahren für Wasserstoffinfra-strukturanlagen nicht deutlich beschleunigen. Daher regt der BDEW an, die Gesamtverfah-rensdauer für wasserrechtliche Genehmigungsverfahren auf höchstens 15 Monate zu reduzie-ren. Insofern sollten in § 11cAbsatz 2 WHG eine Erstfrist von 9 Monate und eine einmalige Fristverlängerungsmöglichkeit um max. 6 Monate eingeführt, sowie eine maximale Verfah-rensdauer von bis zu 15 Monaten normiert werden.\r\nDer BDEW setzt sich zudem dafür ein, dass die entsprechende Fristverlängerung immer be-gründet werden muss, um die Hürden für eine solche Verzögerung zu verdeutlichen.\r\nAbgesehen davon ist das Zusammenwirken der Frist von Planfeststellungsverfahren für Leitun-gen im Sinne des § 2 Abs. 1 Nr. 11 WasserstoffBG im neu gefassten § 43 l Abs. 2 EnWG mit der in § 11c Absatz 2 WHG geregelten Frist ist unklar. Hierauf sollte die Gesetzesbegründung ein-gehen.\r\nWasserrechtliche Verfahren insgesamt beschleunigen\r\nDer BDEW begrüßt eine Vereinfachung und Beschleunigung wasserrechtlicher Verfahren für Wasserstoffprojekte. Faktisch können diese Beschleunigungsregelungen jedoch dazu führen, dass sich die Verfahrensdauer \"normaler\" wasserrechtlicher Verfahren aufgrund von knappen Personalressourcen in den unteren Wasserbehörden weiter verlängern wird. Aufgrund der kurzen Fristen sind die Verfahren für Wasserstoffvorhaben nach dem WasserstoffBG vorrangig zu bearbeiten und andere Verfahren werden hintanstehen müssen. Der BDEW würde daher eine Vereinfachung und Beschleunigung wasserrechtlicher Vorhaben insgesamt begrüßen. Mindestens jedoch sind Wasserrechtsverfahren und Infrastrukturmaßnahmen der öffentli-chen Wasserversorgung (bspw. Leitungsbau), die auch der Erhöhung der Entnahmemengen und/oder der Belieferung von Wasserstoffprojekten dienen, ebenfalls in die Beschleunigung einzubeziehen.\r\nFormulierungsvorschlag für Ergänzung nach § 11cAbsatz 1 letzter Satz:\r\n„Die vorgenannten Maßgaben gelten auch für Wasserrechtsverfahren und Infrastrukturmaß-nahmen der öffentlichen Wasserversorgung, die auch der Erhöhung der Entnahmemengen und/oder der Belieferung von Wasserstoffprojekten dienen.“\r\n§ 70 Abs. 1 Satz 3WHG – Präzisierung der Fristenregelung wünschenswert\r\nDie Regelungen des § 11c WHG sind ausdrücklich zu begrüßen und werden einen wesentli-chen Beitrag zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren leisten. Die Fristenregelung ist im Hinblick auf zu führende BImSchG-Verfahren zudem sinnvoll. Die Fristenregelung führt in\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 44 von 51\r\nder vorliegenden Art jedoch zu einem auseinanderlaufen zwischen Erteilung des Planfeststel-lungsbeschlusses für eine Wasserstoffleitung und der Erteilung der für die Errichtung erforder-lichen wasserrechtlichen Erlaubnisse und Bewilligungen, da es für die Planfeststellungsbe-hörde aktuell keinerlei Fristvorgabe zur Erteilung des Planfeststellungsbeschlusses gibt. Inso-fern bedarf es entweder gleichlautender Fristen auch für die Erteilung des Planfeststellungs-beschlusses oder die Fristenregelung sollte auf die intendierten Verfahren, insbesondere BIm-SchG, beschränkt werden.\r\n§ 70 Abs. 4 WHG - Öffentliche Bekanntgabe\r\nDer Verweis auf eine Veröffentlichung in der Tageszeitung ist nicht mehr zeitgemäß und sollte da-her gestrichen werden.\r\n7. Artikel 8 – Änderung des Bundesfernstraßengesetzes\r\n§ 9 Absatz 2d Bundesfernstraßengesetz auf Wasserstoffleitungsvorhaben erweitern\r\nDie Einfügung des neuen § 9 Absatz 2d wird begrüßt. Absatz 2d Satz 1 sollte allerdings weitere Vorhaben der Wasserstoffinfrastruktur umfassen. Eine entsprechende Ergänzung ist vor dem Hintergrund der mit dem Gesetzentwurf verfolgten Ziele erforderlich. Sie ermöglicht eine Ein-zelfallbetrachtung, welche im Hinblick auf die konkret betroffenen Straßen eine Abwägung er-möglicht, ob eine Erweiterung dieser überhaupt noch wahrscheinlich ist und es im konkreten Einzelfall sinnvoll ist, die grundsätzlich geltende Anbauverbotszone unangetastet zu lassen oder im Einzelfall doch zu nutzen. Ebenso sollte Absatz 2d den Transport umfassen, da für Lei-tungen und insbesondere dem Leitungsbetrieb dienliche Anlagen ein gleiches Bedürfnis wie für die bereits benannten Anlagen besteht. Ebenso sollte die geplante Regelung auch auf Plan-feststellungsverfahren für Höchstspannungsleitungen Anwendung finden, da die Interessen-lage gleichgerichtet ist\r\nHierfür sollte folgende Anpassung vorgenommen werden:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n„, Die Absätze 2 und 2a gelten nicht für Anlagen zur Erzeugung, zum Transport, zur Speiche-rung oder zum Import von Wasserstoff sowie für Vorhaben, betreffend die Errichtung und die Änderung von Wasserstoffleitungen sowie die Errichtung und die Änderung von Gasversor-gungsleitungen zur Ermöglichung des Transports von Wasserstoff nebst der den Betrieb der Leitungen notwendigen Anlagen sowie für Planfeststellungsverfahren für Höchstspannungs-leitungen.“\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 45 von 51\r\nAnlage - Zusätzliche generelle Beschleunigungsmaßnahmen\r\n1.\r\nVorverlagerung der maßgeblichen Sach- und Rechtslage – § 43 Absatz 3d neu\r\nUm frühzeitig Rechtssicherheit im Hinblick auf den zu prüfenden Sachverhalt zu schaffen und Verzögerungen zu vermeiden, die sich aus nachträglichen Veränderungen im Umfeld des Vor-habens ergeben, sollte vergleichbar der Regelung des § 10 Absatz 5 BImSchG der Zeitpunkt der maßgeblichen Sach- und Rechtslage für den Planfeststellungsbeschluss vorverlagert und fixiert werden. Nur so kann aus dem Teufelskreis von Veränderungen im Umfeld des Vorha-bens und sich daraus ergebenden Verzögerungen ausgebrochen werden. Richtiger Stichtag für diese Festlegung ist der Zeitpunkt des Fristablaufs der Behördenbeteiligung im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens. Zu diesem Zeitpunkt können alle Verfahrensbeteiligten auf der Grundlage der ihnen aktuell vorliegenden Sach- und Rechtslage Stellungnahmen, Einwendun-gen und Ergänzungen zum entscheidungserheblichen Sachverhalt vortragen. Nach Ablauf die-ser Frist eintretende Veränderungen blieben außer Betracht. Damit wird der Zeitpunkt der Un-beachtlichkeit von Änderungen, der sonst mit der Behördenentscheidung eintreten würde, sachgerecht vorverlagert. Eine entsprechende Regelung des § 43 Absatz 3d neu könnte wie folgt lauten:\r\n“Für Vorhaben, die im überragenden öffentlichen Interesse liegen und der öffentlichen Sicher-heit dienen, hat die Planfeststellungsbehörde die Entscheidung auf Grundlage der geltenden Sach- und Rechtslage zum Zeitpunkt des Ablaufs der Stellungnahmefrist zu treffen.”\r\na.\r\nRaumordnerische Zielabweichungsentscheidung durch die Planfeststellungsbehörde – § 43 Absatz 3e neu\r\nZielabweichungen von raumordnerischen Zielen sollten auch durch die Planfeststellungsbe-hörde im Rahmen des Planfeststellungsverfahrens entschieden werden können. Insofern sollte nachstehender neuer § 43 Absatz 3e EnWG umgesetzt werden:\r\n“Sollte die Errichtung einer Energieleitung zum Auf- und Ausbau des Wasserstoffnetzes zu ei-nem raumordnerischen Zielkonflikt im Sinne von § 6 des Raumordnungsgesetzes beziehungs-weise der jeweiligen Landesraumordnungs- und Landesplanungsgesetze oder der Ausschließli-che Wirtschaftszone-Raumordnungsverordnung bestehen, entscheidet die zuständige Planfest-stellungsbehörde über die Zulässigkeit einer raumordnerischen und regionalplanerischen Ziel-abweichung. Eines vorlaufenden separaten Zielabweichungsverfahrens gemäß der Landes-raumordnungs- und Landesplanungsgesetze bedarf es nicht.”\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 46 von 51\r\nb.\r\nStreichung des § 43f EnWG und Rückkehr zur ursprünglichen Systematik des § 74 VwVfG\r\nVor Einführung des § 43f fand aufgrund der Verweisung im jetzigen § 43 Absatz 4 EnWG die Regelung des § 74 Absatz 7 VwVfG Anwendung. Danach entfiel und entfällt weiterhin das Er-fordernis der Durchführung eines Planfeststellungs- oder Plangenehmigungsverfahrens für planfeststellungspflichtige Energieleitungsvorhaben kraft Gesetzes, wenn ein Fall von unwe-sentlicher Bedeutung vorliegt. Ein Fall unwesentlicher Bedeutung liegt danach vergleichbar dem § 43f EnWG vor, wenn drei Voraussetzungen erfüllt sind:\r\n1. andere öffentliche Belange sind nicht berührt oder die erforderlichen behördlichen Ent-scheidungen liegen vor und stehen dem Plan nicht entgegen,\r\n2. Rechte anderer werden nicht beeinflusst oder mit den vom Plan Betroffenen sind entspre-chende Vereinbarungen getroffen worden und\r\n3. andere Rechtsvorschriften schreiben eine Öffentlichkeitsbeteiligung, die den Anforderun-gen des § 73 Absatz 3 S. 1 und Absatz 4 bis 7 VwVfG entsprechen muss, nicht vor.\r\nBei Vorliegen der vorstehenden Voraussetzungen bedarf es nach § 74 Absatz 7 VwVfG keines weiteren Anzeigeverfahrens und keiner Freistellungsanzeige durch die Planfeststellungsbe-hörde. Die Praxis der vergangenen Jahre hat gezeigt, dass alle Anzeigeverfahren zu einer Frei-stellung durch die Planfeststellungsbehörde geführt haben. Vor diesem Hintergrund hält FNB Gas den mit einem Anzeigeverfahren verbundenen Aufwand bei den Vorhabenträgern als auch bei den Behörden für unverhältnismäßig. Angesichts von absehbar weit über 1.000 erfor-derlichen Änderungsmaßnahmen am Erdgasnetz zur Umstellung auf einen Transport von Was-serstoff sowie Änderungen netzverstärkender Art durch diese Umstellung werden durch das Anzeigeverfahren dringend benötigte Kapazitäten für die Durchführung der Planfeststellungs-verfahren der Neubauleitungen gebunden bzw. Kapazitäten gebunden, die an anderer Stelle zielführender eingesetzt werden können.\r\nSollte die Streichung des § 43f EnWG in Erwägung gezogen werden, so wäre die Regelung des § 43f Absatz 2 Nr. 1 EnWG in der durch nachstehenden Vorschlag ergänzten Fassung als Rege-lung beizubehalten, da andernfalls durch das Wiederaufleben der UVP-Vorprüfungspflicht zu-sätzliche, bereits durch den Gesetzgeber als unnötig erachtete Kapazitäten bei den Vorhaben-trägern, Umweltbüros und Behörden gebunden werden. Aufgenommen werden könnte die Regelung wie folgt unter § 43b Absatz 2 EnWG neu. Der bisherige Absatz 2 würde zu Absatz 3:\r\n“Abweichend von den Vorschriften des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung für unwesentliche Änderungen nicht durchzuführen bei Änderungen oder Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen zur Ermöglichung des Trans-ports von Wasserstoff nach § 43l Absatz 4 sowie Änderungen und Erweiterungen von\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 47 von 51\r\nGasversorgungsleitungen, die durch die Umstellung von Gasversorgungsleitungen auf einen Transport von Wasserstoff erforderlich sind.”\r\nSofern an der Regelung des § 43f EnWG festgehalten wird, regen wir an, dass eine Ergänzung in Abs. 2 Nr. 1 dahingehend erfolgt, dass Umstellungsprojekte generell von einer UVP ausge-nommen sind. Nach der derzeitigen Regelung ist unklar, ob z.B. eine UVP auch nach wasser-rechtlichen Vorgaben entfällt. Sofern diese nicht entfallen würde, wäre nach dem derzeitigen Wortlaut des § 43f EnWG der Anwendungsbereich der Vorschrift nicht mehr eröffnet mit der Konsequenz, dass bei einem Umstellungsprojekt ein Planfeststellungsverfahren durchzuführen ist.\r\nc.\r\n§ 43f Absatz 2 S. 1 Nr. 1 EnWG – Ergänzung der Freistellung von der UVP (Alternative zu vorstehendem Vorschlag\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 Absatz 2 S. 1 Nr. 1 EnWG – auch soweit dem vorste-henden Vorschlag zur Rückkehr zur ursprünglichen Systematik des § 74 VwVfG nicht gefolgt wird – in jedem Falle nach den Wörtern “nach § 43l Absatz 4” um nachfolgende Wörter er-gänzt werden:\r\n“sowie Änderungen und Erweiterungen von Gasversorgungsleitungen, die durch die Umstel-lung von Gasversorgungsleitungen auf einen Transport von Wasserstoff erforderlich sind.”\r\n2.\r\n§ 43g EnWG - Bewährten Einsatz von Projektmanagern stärken\r\na.\r\nBedingtes Wahlrecht der Vorhabenträger\r\n§ 43g EnWG sollte in Absatz 1 nach Satz 1 wie folgt ergänzt werden:\r\n„Auf Verlangen des Vorhabenträgers soll die nach Landesrecht zuständige Behörde einen Pro-jektmanager beauftragen.“\r\nDie Beauftragung eines Projektmanagers hat sich in den vergangenen Jahren als sehr probates Mittel zur Beschleunigung von Verfahren herausgestellt und findet vermehrt Einsatz. Dessen ungeachtet gibt es weiterhin eine Vielzahl von Behörden, die dem Einsatz eines Projektmana-gers ablehnend gegenüberstehen. Mit der vorstehenden Neuregelung soll eine angemessene Auseinandersetzung mit der Beauftragung eines Projektmanagers angereizt werden, um die behördlich angespannten Kapazitäten durch den Einsatz von Projektmanagern zu entlasten und Verfahren beschleunigt zum Abschluss zu bringen. Dabei ist es wichtig, dass die\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 48 von 51\r\neingeschränkte Bindung der Behörde nur auf Vorschlag des Vorhabenträgers erfolgt. Insofern obliegt es dem Vorhabenträger zu bewerten, ob es aus seiner Sicht zu einer Beschleunigung des Verfahrens durch den Einsatz eines Projektmanagers kommt.\r\nb.\r\nKlarstellung im Hinblick auf Besitzeinweisungsverfahren\r\n§ 43g Absatz 1 Nummer 5 EnWG sollte nach „Koordinierung“ und vor „der Enteignungs- und Entschädigungsverfahren“ um folgende Worte ergänzt werden:\r\n„der Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b„\r\nDurch die Ergänzung wird klargestellt, dass auch in den Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b EnWG Projektmanager eingesetzt werden dürfen. Die Möglichkeit des Einsatzes von Pro-jektmanagern auch in Besitzeinweisungsverfahren ermöglicht sowohl die Beschleunigung die-ser 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. Dar-über hinaus würde damit ein Signal an diejenigen Verbände ausgesendet, die mittlerweile of-fen mit Verweigerung des freihändigen Rechtserwerbs drohen, da die ÜNB wie FNB angesichts unzureichender Kapazitäten bei den Enteignungsbehörden keine Alternative hätten als sich zu den (unangemessenen) verbandsseitigen Bedingungen zu einigen.\r\n3.\r\nErgänzung von § 43l Absatz 7 EnWG\r\n§ 43l Absatz 7 EnWG sollte im Hinblick auf die ausschließliche Wirtschaftszone um einen Satz 2 neu ergänzt werden, und zwar wie folgt:\r\n“Raumordnerische Festlegungen bzw. Ausweisungen in den Flächenentwicklungsplänen für Offshore-Windenergieanlagen und deren Stromtrassen in der ausschließlichen Wirtschaftszone der Bundesrepublik Deutschland innerhalb der Nord- und Ostsee gelten unmittelbar auch für Wasserstoffleitungen und Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff.”\r\n4.\r\n§ 44 EnWG – Erleichterungen von Vorarbeiten\r\na.\r\n§ 44 Absatz 1 EnWG – Erweiterung der möglichen Vorarbeiten\r\nAngeregt wird die Erweiterung des § 44 Absatz 1 EnWG entsprechend der Regelung des § 8 Absatz 1 Nr. 2 LNGG. Dementsprechend müssten nach den Wörtern „einschließlich erforderli-cher Bergungsmaßnahmen“ die Wörter\r\n„und zwingend erforderliche Beseitigungen von Bäumen und anderen Gehölzen zur Baufeld-freimachung sowie die Durchführung naturschutzrechtlicher Ausgleichs- und Vermeidungs-maßnahmen einschließlich vorgezogener Ausgleichsmaßnahmen„\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 49 von 51\r\neingefügt werden.\r\nMit dieser Ergänzung können zentrale Vorarbeiten vorab umgesetzt werden und damit zu ei-ner beschleunigten Projektumsetzung beitragen. Insbesondere die vorgezogenen Ausgleichs-maßnahmen können eine signifikante Beschleunigung herbeiführen, indem ökologische fach-gerechte Maßnahmen vorab umgesetzt werden, die ohne ihre Durchführung zu ansonsten na-turschutzfachlich begründeten Bauverbotszeiten führen. Bauzeitenbeschränken können schnell Verzögerungen von einem halben Jahr bedeuten.\r\nb.\r\n§ 44 Absatz 5 EnWG neu – Beschleunigung der Genehmigungserteilung für Vorarbeiten\r\n§ 44 bedarf der Ergänzung, damit für die wichtigen und zeitkritischen zu duldenden Vorarbei-ten auch die erforderlichen öffentlich-rechtlichen Genehmigungen für die Vorarbeiten zeitig vorliegen. Insofern wird folgender neuer Absatz 5 angeregt:\r\n„(5) Anträge auf öffentlich-rechtliche Zulassung von Vorarbeiten sind innerhalb eines Monats ab Eingang der vollständigen Unterlagen bei der zuständigen Behörde zu bescheiden. Nach Ab-lauf der Frist gilt die beantragte öffentlich-rechtliche Zulassung als erteilt, wenn der Antrag hinreichend bestimmt ist.“\r\nFür die notwendigen Vorarbeiten für die Planung und die Baudurchführung ist § 44 EnWG eine zentrale Vorschrift, die solche Arbeiten in vielen Fällen erst möglich macht. § 44 in seiner der-zeitigen Form regelt jedoch nur die zivilrechtliche Duldungspflicht der von den Vorarbeiten be-troffenen Personen. Die für die Vorarbeiten erforderlichen öffentlich-rechtlichen Genehmi-gungen sind dessen ungeachtet weiterhin erforderlich und führt die Einholung dieser immer wieder zu Verzögerungen, die es zukünftig bei einer beschleunigten Umsetzung zu vermeiden gilt.\r\n5.\r\n§ 44b EnWG – Erleichterungen für die vorzeitige Besitzeinweisung\r\na.\r\n§ 44b Absatz 1 Satz 1 EnWG – Erweiterung auf betriebliche Erfordernisse zur Gewährleis-tung der technischen Sicherheit\r\n§ 44b Absatz1 S. 1 EnWG sollte nach den Wörtern „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, so dass Satz 1 zukünftig wie folgt lautet:\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 50 von 51\r\n„Ist 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 den Bau, die Inbetriebnahme oder den Betrieb sowie die Änderung oder Betriebsänderung von […]“\r\nMit dieser Ergänzung soll allen Netzbetreibern ermöglicht werden, auch dann ein Besitzein-weisungsverfahren führen zu können, wenn angesichts der Verpflichtung zur Gewährleistung der technischen Sicherheit nach § 49 EnWG eine Beurteilung erforderlich ist, ob Bauarbeiten am Netz erforderlich sind und die betroffenen Eigentümer oder Besitzer sich weigern, für die erforderlichen Beurteilungsmaßnahmen den Besitz zu überlassen. Die Ersetzung des Worts „und“ durch „oder“ stellt klar, dass der Bau, die Inbetriebnahme und der Betrieb gleichwertig nebeneinanderstehen und jeweils für sich ein Verfahren rechtfertigen.\r\nb.\r\n§ 44b Absatz 1a Satz 1 EnWG – Ablauf der Einwendungsfrist als maßgeblicher Zeitpunkt\r\n§ 44b Absatz 1a S. 1 EnWG sollte nicht mehr wie bisher auf den Abschluss des Anhörungsver-fahrens, sondern zukünftig auf den Ablauf der Einwendungsfrist abstellen. Satz 1 sollte daher zukünftig wie folgt lauten:\r\n„Der Träger des Vorhabens kann verlangen, dass nach Ablauf der Einwendungsfrist eine vor-zeitige Besitzeinweisung durchgeführt wird.“\r\nAbweichend von der grundsätzlichen Konzeption eines Planfeststellungsverfahrens, wonach es eine Anhörungs- und eine Planfeststellungsbehörde gibt und die Anhörungsbehörde der Planfeststellungsbehörde einen Anhörungsbericht nach Abschluss des Anhörungsverfahrens zu übermitteln hat, ist bei energiewirtschaftsrechtlichen Planfeststellungsverfahren die zu-ständige Behörde sowohl Anhörungs- als auch Planfeststellungsbehörde in einem. Dies führt dazu, dass grundsätzlich nicht klar bestimmbar ist, wann das Anhörungsverfahren abgeschlos-sen und damit Besitzeinweisungsverfahren nach § 44b Absatz 1a EnWG geführt werden kön-nen. Lediglich § 43a S. 1 Nr. 3 S. 2 enthält hierzu einen Hinweis in den Fällen des Entfalls eines Erörterungstermins, indem geregelt ist, dass die Anhörungsbehörde ihre Stellungnahme inner-halb von sechs Wochen nach Ablauf der Einwendungsfrist abzugeben und sie der Planfeststel-lungsbehörde zusammen mit den sonstigen in § 73 Absatz 9 des Verwaltungsverfahrensgeset-zes aufgeführten Unterlagen zuzuleiten hat. Die Umsetzung des Vorschlags würde Rechtssi-cherheit schaffen, zu welchem Zeitpunkt Verfahren beantragt werden können, und dem Vor-habenträger sowie der Enteignungsbehörde einen verlängerten zeitlichen Rahmen bieten, um bekannten Verweigerungsfällen mit Besitzeinweisungsverfahren frühzeitig zu begegnen und damit zugleich eine optimierte Kapazitätsauslastung der Enteignungsbehörden ermöglichen.\r\nEntwurf eines Wasserstoffbeschleunigungsgesetzes (WasserstoffBG)\r\nwww.bdew.de Seite 51 von 51\r\nDer Vorschlag entspricht im Übrigen der erfolgten Regelungen in § 8 Absatz 1 Nr. 3 LNGG, § 18f Absatz 1a FStrG und § 21 Absatz 1a AEG.\r\nc.\r\nVorzeitige Besitzeinweisungen für den vorzeitigen Baubeginn ermöglichen\r\n§ 44b sollte um die Möglichkeit der Besitzeinweisung bereits für die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c ergänzt werden. § 44b Absatz 1a Satz 3 sollte daher wie folgt ergänzt werden:\r\n“Satz 3 sollte nach dem Wort „Planfeststellungsbeschluss“ und vor dem Wort „bestätigt“ durch die Wörter „oder durch die Zulassung des vorzeitigen Baubeginns nach § 44c“ ergänzt wer-den.“\r\nDie Zulassung des vorzeitigen Beginns ist ein zentrales Mittel zur beschleunigten Realisierung der erforderlichen Energieleitungsinfrastruktur. Wichtige Vorarbeiten wie Vergrämungsmaß-nahmen und Baufeldfreimachungen sind wichtige Meilensteine für einen planungsgemäßen Baustart und die fristgerechte Umsetzung des Vorhabens, da andernfalls aus naturschutzfach-lichen Gründen erhebliche Bauverzögerungen drohen. Die Umsetzung dieser Maßnahmen ist jedoch nur möglich, wenn sich die von den Maßnahmen Betroffenen mit der Inanspruch-nahme ihrer Flächen einverstanden erklärt haben und die Zulassung des vorzeitigen Baube-ginns erteilt wurde. Vielfach scheitern zeitkritische Maßnahmen jedoch an vereinzelten Ver-weigerern. Angesichts des überragenden öffentlichen Interesses an der Realisierung der Ener-gieinfrastrukturen zur Ermöglichung der Energiewende und zur Erreichung der Klimaschutz-ziele wird es für gerechtfertigt gehalten, die Besitzeinweisung bereits mit Zulassung des vor-zeitigen Baubeginns für wirksam zu erklären."},"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":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0020792","regulatoryProjectTitle":"Einführung gesetzlicher Maßnahmen zur Dämpfung der Förderkosten für Erneuerbare Energien im Rahmen der Energiewende","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/22/74/643016/Stellungnahme-Gutachten-SG2511240011.pdf","pdfPageCount":40,"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\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\nBerlin, 13. November 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nEnergiewende bezahlbar gestalten - Einsparpotenziale und Handlungs-empfehlungen des BDEW im Stromsektor\r\nSeite 2 von 40\r\nInhalt\r\n1 Hintergrund ....................................................................................................... 4\r\n2 Handlungsempfehlungen ................................................................................... 4\r\n3 Einleitung ......................................................................................................... 11\r\n4 Mögliche Maßnahmen zur Kostensenkung beim Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien ..................................................................................... 13\r\n4.1 Abschaffung der EEG-Förderung für Photovoltaik-Anlagen zur Volleinspeisung bis 100 kWp ........................................................................ 13\r\n4.2 Korrektur der Förderung für die Überschusseinspeisung aus PV-Dachanlagen zur Eigenversorgung ............................................................... 15\r\n4.3 Verpflichtende Direktvermarktung für Anlagen von mehr als 25 kW ......... 17\r\n4.4 Rücknahme der mit dem Investitionsförderprogramm der Bundesregierung eingeführten steuerlichen Begünstigung von PV-Anlagen und Heimspeichern für Unternehmen ................................................................ 18\r\n4.5 Vereinfachungen für den Ausbau von Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) ............................................................................................................... 19\r\n4.6 Bürokratie bei Genehmigungen von PV-Freiflächenanlagen abbauen ........ 19\r\n4.7 Fortsetzung der Maßnahmen für mehr Wettbewerb in den Ausschreibungen bei Windenergie an Land: Genehmigungen – Flächenverfügbarkeit – Flächennutzung ...................................................... 20\r\n4.8 Anpassung der „Innerparkverschattung“ beim Referenzertragsmodell ...... 22\r\n4.9 Beendigung der Innovationsausschreibung zur Förderung von Batteriespeicherprojekten ........................................................................... 23\r\n4.10 Ausgestaltung der MiSpeL-Festlegung für einen marktlichen Betrieb von Batteriespeichern ......................................................................................... 23\r\n4.11 Verzicht auf eine Ausweitung der Anschlussförderung für kleine Biogasanlagen ............................................................................................... 24\r\n4.12 Einsparpotenziale bei der Netzanbindung von Offshore-Windparks .......... 26\r\nSeite 3 von 40\r\n4.13 Absenken des Aufschlags für Kosten der Direktvermarktung durch Vereinfachung und Standardisierung der Direktvermarktung von Strom aus kleinen PV-Anlagen ....................................................................................... 28\r\n4.14 Schaffung von Anreizen für Bestandsanlagen zum Verzicht auf die Vergütung bei negativen Preisen ................................................................. 29\r\n4.15 Weitere Ausrichtung der Stromerzeugung an Preissignalen ....................... 36\r\n4.16 Stärkung des ungeförderten Zubaus Erneuerbarer Energien durch Besicherung des Ausfallrisikos langfristiger PPAs ........................................ 37\r\n4.17 Dezentrale Anwendungen durch Standardisierung und Digitalisierung ermöglichen .................................................................................................. 37\r\n5 Mögliche Maßnahmen zur Verringerung oder Dämpfung des Anstiegs der Infrastruktur- und Systemkosten ....................................................................... 38\r\n5.1 Zügigerer Ausbau der Netzinfrastruktur ...................................................... 38\r\n5.2 Verbesserte Auslastung der bestehenden Netzinfrastruktur ...................... 39\r\nSeite 4 von 40\r\n1 Hintergrund\r\nDer Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien (EE) ist eine der großen Erfolgs-geschichten der Energiewende in Deutschland. Mit rund 20 Gigawatt neu installierter EE-Leis-tung im Jahr 2024 wurde ein neuer Höchstwert erreicht. Im ersten Halbjahr 2025 deckten Er-neuerbare Energien bereits rund 54 Prozent des deutschen Strombedarfs – ein Meilenstein auf dem Weg zu einer zukunftsfähigen, klimaneutralen Energieversorgung.\r\nDer aktuelle Fortschritt beim Ausbau Erneuerbarer Energien ist ein Erfolg und das Ergebnis klarer politischer Zielsetzungen, beschleunigter Verfahren und verlässlicher Investitionsbedin-gungen. Eine kontinuierliche Fortsetzung dieser Politik schafft Planungssicherheit und fördert Innovationen bei klimaneutralen Technologien in Deutschland und Europa. Zudem wirkt der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien perspektivisch dämpfend auf den Strompreis und die Ausgaben für Importe fossiler Energieträger.\r\nGleichzeitig zeigt sich, dass auch beim weiteren Ausbau Erneuerbarer Energien Effizienzpoten-ziale bestehen. Diese zu heben, ist entscheidend, um die Transformation des Energiesystems langfristig kosteneffizient zu gestalten. Mit diesem Papier legt der BDEW praxistaugliche Vor-schläge vor, wie sich die Ausbaupfade der Erneuerbaren Energien effizienter umsetzen lassen – ohne den notwendigen Zubau auszubremsen oder Investitionssignale zu schwächen. Ziel ist es, die Transformation zugleich wirtschaftlich, planbar und beschleunigt voranzutreiben. So stärken wir den gesamten Industriezweig „EE-Stromerzeugung“, der wichtig ist für die deut-sche Wirtschaft, Wertschöpfung, Energieresilienz und die dafür nötigen Lieferketten sowie für Arbeitsplätze.\r\n2 Handlungsempfehlungen\r\n1.\r\nDie EEG-Vergütung für kleine und mittlere PV-Dachanlagen bis < 100 kWp zur Volleinspeisung kann aus Sicht des BDEW abgeschafft werden. PV-Dachanlagen zur Volleinspeisung werden seit dem Entfall der Einspeisevergütung bei negativen Börsen-strompreisen insbesondere im Segment bis 30 kWp ohnehin kaum noch zugebaut. Durch eine Beendigung der Förderung ist zwar ein gewisser Rückgang des ohnehin nur noch geringen Zubaus kleiner und mittlerer PV-Anlagen zur Volleinspeisung zu erwar-ten. Dieser Rückgang würde jedoch nur zu schwachen Einbußen bei der Stromerzeu-gung aus PV-Anlagen führen, da dieses Anlagensegment insgesamt nur noch einen ge-ringen Anteil an der installierten PV-Leistung ausmacht.\r\n2.\r\nUm große Dachflächen auf Gebäuden ohne die Möglichkeit zur Eigenversorgung auch weiterhin zu nutzen, empfiehlt der BDEW den Fortbestand der Möglichkeit zur Volleinspeisung über Ausschreibungen für die geförderte Direktvermarktung für PV-Dachanlagen ab 100 kWp. Ausschreibungen für größere PV-Dachanlagen > 750 kWp\r\nSeite 5 von 40\r\nsollten ebenfalls fortbestehen. Der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlags-\r\nwert für ein Gebot im Juni 2025 in Höhe von 9,22 ct/kWh zeigt, dass größere PV-Dach-anlagen auch bei einem Entfall der Förderung bei negativen Preisen bereits zu – ge-messen am Vergütungsniveau kleiner Dachanlagen – mäßigen Förderkosten errichtet werden können. Ggf. ist eine Anpassung des zulässigen Höchstwerts erforderlich, um durch die verlängerte Amortisationszeit erforderlichen höheren Gebote zu ermögli-chen.\r\n3.\r\nPV-Dachanlagen zur Eigenversorgung und Teileinspeisung weisen unter den aktuell gel-tenden Regelungen zu Netzentgelten eine weiterhin gute Wirtschaftlichkeit auf, sodass ihr Zubau kontinuierlich voranschreitet. Auch wenn die Zahlen unter den Rekordwer-ten der Boomjahre 2022 und 2023 liegen, bewegen sich die Zubauzahlen im Segment der Hausanlagen weiterhin über dem langjährigen Durchschnitt. Für diese PV-Dachan-lagen sollte die aktuell geltende Festvergütung für die Überschusseinspeisung bis zu einer Leistung von 25 kWp durch eine Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung ersetzt werden. Die PV-Anlagen könnten ihre Erzeugung dann stärker in den Markt in-tegrieren. Um die Förderung nur sukzessive abzuschmelzen und einen Einbruch des Zu-baus zu vermeiden, könnte der anzulegende Wert in Abhängigkeit der Kosten für die Installation einer PV-Dachanlage durch die BNetzA angepasst werden.\r\nBei der künftigen Anpassung der Förderung der PV-Anlagen mit Eigenverbrauch und Teileispeisung muss auch das Ergebnis des von der BNetzA geleiteten Prozesses zur Neufestlegung der Netzentgelten berücksichtigt werden. Der BDEW hat dort eine stär-kere Gewichtung der leistungsbezogenen Netzentgeltkomponenten vorgeschlagen. Zwingende Voraussetzung für die Neujustierung der Förderung sind standardisierte massengeschäftstaugliche Prozesse, um die anfallenden kleinen Strommengen kos-tengünstig vermarkten zu können. Bis zur Umsetzung der standardisierten Prozesse können die Anlagenbetreiber – da sie oft keinen Direktvermarkter finden werden – sich übergangsweise dafür entscheiden, ihren Überschussstrom dem Verteilnetzbe-treiber unentgeltlich zu überlassen oder bei einem Überangebot an Strom über die Mittagszeit abzuregeln. Eine Abregelung oder zumindest Einspeisebegrenzung hätte den Vorteil, dass der Strom nicht mehr zu Zeitpunkten, zu denen er nicht benötigt wird, eingespeist wird. So entstehen Anreize zur Erschließung von Flexibilitäten sowie zu einer am Strompreis orientierten Betriebsweise der Hausspeicher. Soll die Über-schusseinspeisung noch für eine Überganszeit über das EEG gefördert werden, kann durch einen Fortbestand der Spreizung zwischen gleitender Marktprämie und Fest-vergütung in Höhe von 0,4 ct/kWh ein Anreiz zum Wählen der Direktvermarktung ge-schaffen werden.\r\nSeite 6 von 40\r\n4.\r\nPV-Dachanlagen ab einer installierten Leistung von 25 kWp sollten ihren Strom aus Sicht des BDEW künftig verpflichtend direktvermarkten müssen. Unabdingbare Voraus-setzung hierfür sind ebenfalls die bereits genannten standardisierten Prozesse, um die vergleichsweise kleinen Strommengen wirtschaftlich vermarkten zu können. Der BDEW erarbeitet hierzu im Branchenprozess konkrete Vorschläge, die vor der Absen-kung der Schwelle für die verpflichtende Direktvermarktung umgesetzt werden müs-sen.\r\n5.\r\nSeit einigen Monaten besteht eine Möglichkeit für Sonderabschreibungen von PV-An-lagen für Unternehmen gemäß dem Investitionsförderprogramm der Bundesregie-rung. Diese neue Maßnahme ist eine weitere Begünstigung der ohnehin wirtschaftli-chen PV-Dachanlagen und Hausspeicher. Diese steuerliche Förderung kann aus Sicht des BDEW daher wieder zurückgenommen werden.\r\n6.\r\nStrom aus Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) ist heute unter günstigen Bedin-gungen wettbewerbsfähig, jedoch besonders in Kombination mit dem sicheren Investi-tionsrahmen des EEG im Hintergrund (geringere Finanzierungszinsen wegen Risikoabsi-cherung). Beträgt der Anteil von PV-Freiflächenanlagen am Bestand derzeit nur rund 20 Prozent, so liegt er beim Zubau des bisherigen Jahres 2025 bereits bei fast 50 Pro-zent. Um weitere PV-Freiflächenpotenziale zu erschließen, sollten Einschränkungen bei Freiflächenanlagen, wie der Ausschluss von Agrarland und die Anlagenzusammen-fassung entlang von Verkehrswegen, entfallen bzw. angepasst werden. So kann der Anteil von Freiflächen-PV am Zubau weiter gesteigert werden.\r\n7.\r\nDie Erzeugungskosten von PV-Freiflächenanlagen sind umso geringer, je größer die An-lage ist. Im aktuellen EEG liegt die Maximalgröße bei 50 MW, vorbehaltlich der Ge-nehmigung durch die EU-Kommission. Größere Anlagen sollen nicht gefördert werden, da diese von allein wirtschaftlich tragfähig seien. Die wirtschaftlichen Rahmenbedin-gungen haben sich seitdem aber spürbar verändert. Darum sollte diese Grenze noch-mals überprüft und bei Bedarf auf 80 MW angehoben werden.\r\n8.\r\nPV-Freiflächenanlagen sind baurechtlich wenig komplex und sollten daher unbürokra-tischer als derzeit genehmigt werden.\r\n9.\r\nBei Windenergie an Land haben eine hohe Zahl an Genehmigungsbescheiden und wei-ter rückläufige Verfahrenslaufzeiten in den meisten Ländern zu einer ausreichenden Projektpipeline geführt. Dadurch entsteht in den Ausschreibungen eine wettbewerbli-che Preisfindung, die bereits zu einem Sinken der EEG-Zuschlagswerte führt. Zudem verringern verbesserte und zügigere Genehmigungsverfahren die Projektkosten – auch wenn diese sich steigenden Preisen für Umspannwerke und Windenergieanlagen ge-genübersehen – und ermöglichen so bislang niedrigere Gebote. Diese Entwicklung\r\nSeite 7 von 40\r\nmuss fortgesetzt werden\r\n, um einen geringeren Förderbedarf für Windenergie an Land zu erreichen. Auch der Höchstwert sollte nicht von der Bundesnetzagentur (BNetzA) abgesenkt werden, sondern muss auf dem aktuellen Niveau fortbestehen. Um die ge-nehmigten Projekte zur Umsetzung zu bringen, wären zeitlich befristet erhöhte Aus-schreibungsmengen eine Option.\r\n10.\r\nDie aktuelle Regelung nach § 36h EEG 2023 schafft einen ökonomischen Anreiz zur Verdichtung von Windparks: Abschattungseffekte durch benachbarte Windenergiean-lagen werden bereits im Standortgütenachweis berücksichtigt. So entstehen durch Windabschattungen Ertragsverluste, die teilweise über das Referenzertragsmodell bzw. die EEG-Vergütung kompensiert werden. Das führt zu einer höheren Flächenaus-nutzung, aber auch zu höheren Stromgestehungskosten, was technisch und volkswirt-schaftlich suboptimal ist. Es gilt einen Ausgleich zwischen Flächeneffizienz und niedri-geren Stromgestehungskosten zu schaffen. Eine Reform der Kompensation von Windabschattungsverlusten kann dazu beitragen, dass Windenergieanlagen mit grö-ßerem Abstand und effizienter zueinander errichtet werden. Die Folge wäre eine Ab-senkung der Förderkosten im EEG-System. Bereits signifikante Einsparungen werden z. B. durch eine Begrenzung der Kompensation auf 10 Prozent erreicht. Größere Ab-stände zwischen den Anlagen können allerdings den Gesamtflächenbedarf erhöhen und sollten daher frühzeitig in die strategische Flächenplanung einbezogen werden. Dies könnte insbesondere bei der Umsetzung des zwei-Prozent-Flächenziels nach dem 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 (WindBG) relevant werden. Daher sollte eine Reduktion des Abschattungsausgleichs frühzeitig mit der Flächenplanung der Länder abgestimmt werden, um Flächenengpässe zu vermeiden. Keinen Kosten-vorteil sieht der BDEW in der Abschaffung des Korrekturfaktors von 50 Prozent im Referenzertragsmodell: Zwar sänke die höchste Vergütung, wenn nur bis zu einer Standortgüte von 60 Prozent extrapoliert würde. Diese Kostenersparnis für das EEG-Konto würde aber das Auseinanderfallen von Erzeugungszentren in Norddeutschland und Verbrauchszentren in Süd- und Westdeutschland begünstigen. Eine Möglichkeit zur Stärkung des Zubaus in verbrauchsnahen Regionen ergäbe sich auch durch eine Komponente in der Ausschreibung, die Windprojekten in diesen Regionen einen Vor-teil bei der Vergabe der Zuschläge gewährt. Ebenso würde eine Korrektur des Höchst-wertes in der Ausschreibung für Windenergie an Land von derzeit 7,35 ct/kWh aus Sicht des BDEW keinen Einspareffekt mit sich bringen. Stattdessen muss der Wettbe-werb in der Ausschreibung weiterhin greifen, damit die Zuschlagshöhen in den Aus-schreibungen weiter sinken. Bei der in Kürze zu erwartenden Umsetzung der Net Zero\r\nSeite 8 von 40\r\nIndustry Ac\r\nt (NZIA)-Regelungen muss zudem darauf geachtet werden, dass Kostenstei-gerungen vermieden werden, die eine höhere Förderung notwendig machen würden.\r\n11.\r\nDie Innovationsausschreibung zur Förderung der mittlerweile ohnehin sehr wirtschaft-lichen Batteriespeicher kann bei Kombinationsausschreibungen beendet werden. Power-Purchase-Agreements (PPAs) aus PV-Freiflächenanlagen und Batteriespeichern werden auch ohne Förderung nach und nach eine stärkere Rolle im ungeförderten PPA-Markt spielen, da diese Kombination das Marktwertprofil von Strom aus Photovol-taik-Anlagen wesentlich verbessert. Daher ist es entscheidend, dass Batteriespeicher in Kombination mit EE-Anlagen hinter dem Netzanschlusspunkt durchgehend zugelassen werden müssen. Die freiwerdende Ausschreibungsmenge sollte auf die Ausschrei-bungsmenge für PV-Freiflächenanlagen aufgeschlagen werden.\r\n12.\r\nUm Batteriespeichern einen wirtschaftlichen Betrieb ohne zusätzliche Förderung zu er-möglichen, muss das BNetzA-Festlegungsverfahren zur Marktintegration von Spei-chern und Ladepunkten (MiSpeL) zügig abgeschlossen werden. Es verfolgt die Umset-zung der gesetzlichen Änderungen durch das „Solarpaket“ und das „PV-Spitzengesetz“ zur Speicherflexibilisierung insbesondere in §§ 19 Abs. 3 ff. EEG. Eine möglichst zeit-nahe Umsetzung ist im Sinne der gesamten Branche, insbesondere vor dem Hinter-grund, dass Speicher zusammen mit kleineren EE-Anlagen in der Direktvermarktung marktdienlich und im besten Fall sogar netzdienlich ohne Förderverlust eingesetzt wer-den können. Auch hier ist die Einführung massengeschäftstauglicher Geschäftspro-zesse unverzichtbare Voraussetzung für eine erfolgreiche Umsetzung.\r\n13.\r\nStrom aus Biogasanlagen bleibt wegen der nicht mehr nennenswert reduzierbaren Substratkosten dauerhaft eine vergleichsweise teure Erneuerbare Energie mit hohen variablen Kosten. Für eine Anschlussförderung müssen aus der EEG-Vergütung fal-lende Anlagen eine höhere Flexibilisierung und die Nutzung der Abwärme gewährleis-ten. Daher ist zu erwarten, dass in den kommenden Jahren nur rund ein Drittel der aus der EEG-Förderung fallenden Biogasanlagen eine Anschlussförderung erhalten werden, rund ein weiteres Drittel wechselt voraussichtlich in die Biomethaneinspeisung und das letzte Drittel scheidet voraussichtlich aus der Verstromung aus. Ein Fortbestand der aktuellen Ausschreibungsbedingungen führt also ohne weitere Maßnahmen zu einer jährlichen Einsparung an EEG-Förderung und sollte daher aus Sicht des BDEW beibe-halten werden.\r\n14.\r\nBei Offshore-Windparks bestehen erhebliche Einsparpotenziale bei den Kosten der Netzanbindung. Hierzu gehören kürzere, diagonale Seekabelführungen, eine nördliche Umgehung des Artillerieschießgebietes für zukünftige Netzanbindungen und eine grenzüberschreitende, radiale Anbindung von Flächen. Weitere Kostensenkungspoten-\r\nSeite 9 von 40\r\nziale entstehen durch den koordinierten Weiterbetrieb bestehender und i\r\nm Bau be-findlicher Offshore-Windparks und eine Verlängerung des Genehmigungszeitraums auf 35 Jahre für zukünftige Anlagen. Zur Verbesserung der Kosteneffizienz sollten die Flä-chen noch stärker ertrags- und kostenoptimiert geplant sowie das 2-K-Kriterium, ein nur in Deutschland geltender und mit deutlichem Mehraufwand einhergehender Vor-sorgewert zur Begrenzung der möglichen Wassertemperaturerhöhung, überprüft und angepasst werden.\r\n15. Durch die flächendeckende Anwendung eines derzeit mit dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) erarbeiteten Branchenstandards für Direktvermark-tung und eine digitalisierte Abwicklung der Direktvermarktung können Kosten einge-spart werden. Diese waren nicht nur aufgrund fehlender Standards, sondern auch auf-grund mangelnder Datenqualität sogar angestiegen. Danach wird eine Anpassung der Marktprämie, in die die vorherige Managementprämie in Höhe von 0,4 ct/kWh inte-griert wurde, an die geringeren Kosten möglich, ohne dass der Anreiz für Bestandsan-lagen zum Wechsel in die Direktvermarktung entfällt. Dabei ist darauf zu achten, dass die Absenkung nicht zu weitgehend ausfällt, um den für Bestandsanlagen zulässigen Wechsel zurück in die Festvergütung zu vermeiden. Zudem kann für Neuanlagen nach erfolgreicher Vereinfachung der Direktvermarktung auf einen Aufschlag für Vermark-tungskosten in der Marktprämie verzichtet werden.\r\n16.\r\nDie aktuelle Gesetzeslage sorgt dafür, dass künftig bei Neuanlagen die EEG-Förderung bereits bei viertelstündlichen negativen Börsenstrompreisen entfällt. Allerding genie-ßen laufende EEG-Anlagen Bestandsschutz, der auch keinesfalls in Frage gestellt wer-den darf. Das EEG 2023 bietet für Anlagen bis zum Inbetriebnahmejahr 2015 die Mög-lichkeit, gegen einen Vergütungs-Aufschlag von 0,6 ct/kWh für den verbleibenden För-derzeitraum auf Zahlungen bei negativen Preisen zu verzichten. Gleiches gilt für neuere Anlagen mit Leistung unter den Schwellenwerten für eine Negative-Preise-Regelung. Um noch mehr Anlagenbetreibern die Möglichkeit zu geben, zur Verringerung der ne-gativen Preiszeiten beizutragen und damit das EEG-Konto zu entlasten, sollten aus Sicht des BDEW daher Möglichkeiten für Anlagen der Inbetriebnahmejahre ab 2016 ge-schaffen werden, für die bereits eine Negative-Preise-Regelung mit längerem Zeitbe-zug gilt. Sie könnten gegen eine moderate Anhebung der EEG-Vergütung in den § 51 bzw. 51a EEG zu optieren und auf die Vergütung bei negativen Preisen zu verzichten. Dabei sollte nach Technologien sowie nach Inbetriebnahmejahren differenziert wer-den. Nehmen viele Bestandsanlagen eine Wechseloption in eine Vergütung ohne Zah-lung bei negativen Preisen wahr, wird der Effekt noch verstärkt, indem die negativen Preise insgesamt weniger stark negativ sind und dementsprechend auch für EEG-Anla-gen weniger Zahlungen aus dem EEG-Konto fällig werden, wenn sie in der für sie\r\nSeite 10 von 40\r\ngeltenden EEG\r\n-Förderung bleiben. Der Effekt tritt allerdings nicht durch Wegfall einer Auszahlung bei negativen Preisen ein, sondern nur, sofern auch wirklich keine Einspei-sung erfolgt. Andernfalls müssten die Mengen trotzdem durch die ÜNB vermarktet werden, sofern die Anlagen sich in Festvergütung befinden. Gleichzeitig sorgen die ak-tuellen Regeln nicht dafür, dass per se weniger Zahlungen aus dem EEG-Konto erfol-gen, sondern nur, dass diese zu einem späteren Zeitpunkt nachgeholt werden.\r\n17.\r\nAlle Maßnahmen in Richtung einer stärker an Preissignalen orientierte Stromerzeu-gung verbessern die Übereinstimmung von Angebot und Nachfrage und verringern da-mit den Förderbedarf. Das umfasst u. a. die Ausgestaltung des Fördersystems, Anreize für systemdienliches Verhalten, aber in besonderer Weise auch die marktbasierte Fi-nanzierung Erneuerbarer Energien durch die Nachfrage nach langfristigen Stromliefer-verträgen (PPAs).\r\n18.\r\nKünftig müssen sich Prosuming-Anwendungen stärker systemdienlich verhalten und benötigen dafür die passenden Rahmenbedingungen. Der Betrieb von Hausspeichern darf nicht – wie derzeit – einen Anreiz haben, Strom ohne Dämpfung der Mittagsspitze einzuspeichern. Sowohl Prosuming-Lösungen für Einfamilienhäuser als auch für grö-ßere Anwendungen in Quartieren und gewerblicher Nutzung müssen ihre Wirtschaft-lichkeit künftig über die Bereitstellung und Nutzung von Flexibilitäten, Speichern und lokalen Sektorkopplungslösungen erreichen. Hierzu braucht es noch mehr einheitliche energiewirtschaftliche Prozesse und Standards, damit lokale Anwendungen die ener-giewirtschaftlichen Pflichten unkompliziert erfüllen oder regionale Versorger kosten-günstige Dienstleistungen für Quartiere anbieten können. Durch Anreize könnten auch Speicher nachgerüstet oder im Bestand auf eine systemdienliche Fahrweise umgestellt werden. Außerdem muss der Rollout intelligenter Messsysteme weiter vorangebracht und der Wettbewerb im Messwesen aufrechterhalten werden.\r\n19.\r\nAnlagen, die nach 20 Jahren aus der EEG-Förderung fallen, erhalten heute eine An-schlussvergütung in der Höhe des Marktwertes, reduziert um die Vermarktungskosten der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Hierbei handelt es sich nahezu ausschließlich um Volleinspeiseanlagen. Die Anschlussvergütung könnte an eine starke Einspeisebe-grenzung zur Mittagszeit gekoppelt werden. Dies würde einen Anreiz setzen, den Strom stattdessen zu speichern oder direkt zur Sektorkopplung zu verwenden. Zugleich steigt dadurch der Marktwertsolar, wodurch das EEG-Konto entlastet wird. Um Rechts-unsicherheiten zu vermeiden, sollten der betreffende Zeitraum und der Umfang der Einspeisebegrenzung gesetzlich konkret definiert werden.\r\n20.\r\nEine Möglichkeit zur Versorgung von gewerblichen Abnehmern mit Grünstrom sind Di-rektlieferungen aus Wind- und PV-Anlagen. Wird die derzeitige Obergrenze durch das\r\nSeite 11 von 40\r\nErfordernis des „unmittelbaren räumlichen Zusammenhangs“ im EEG für\r\nEE-Erzeuger und Abnehmer für Direktlieferungen aufgehoben, werden wesentlich mehr Anwen-dungen möglich. Die laufende Reform der Netzentgeltsystematik kann durch eine Stär-kung der Kapazitätskomponente bei den Netzentgelten eine Verzerrung der Zahlungen vermeiden. So wird mit Direktleitungen, die durch EE-Anlagenbetreiber selbst errichtet werden und über eine Teilnutzung des Netzes der allgemeinen Versorgung eine kos-teneffiziente lokale EE-Nutzung ermöglicht, ohne verdeckte Kosten auf andere Verteil-netznutzer abzuwälzen.\r\n21.\r\nDerzeit stellen langwierige und intransparente Vergabe- und Auskunftsprozesse für Netzanschlüsse eines der größten Hemmnisse bei der Transformation unseres Energie-systems dar. Die Vorgaben aus der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie zur Aus-kunftspflicht von Verteilnetzbetreibern (VNB) über den Status von Netzanschlussbe-gehren und zu verfügbaren Netzanschlusskapazitäten sind zentral für die Beschleuni-gung von Netzanschlüssen und müssen zügig national umgesetzt werden.\r\n22.\r\nDamit Kostendämpfungspotenziale im Stromnetz gehoben werden können, bedarf es angepasster rechtlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen. Der BDEW hat in seinem im Juni 2025 veröffentlichten Papier „Optionen zur Netzkostendämpfung“ da-für eine Reihe an Vorschlägen vorgelegt.\r\n3 Einleitung\r\nDer Ausbau der Erneuerbaren Energien und die Ertüchtigung der dazu notwendigen Infra-strukturen sind Aufgaben, mit denen sich in den vergangenen 35 Jahren eine Reihe von Bun-desregierungen befasst haben. Die Branche hat geliefert: Die Entwicklung zu einem klimaneut-ralen, versorgungssicheren und bezahlbaren Energiesystem schreitet voran und wird auch von keiner Partei im demokratischen Spektrum mehr in Frage gestellt.\r\nMit der Energiewende gehen zudem umfangreiche lokale und regionale Wertschöpfungs- und Beschäftigungseffekte einher, die die Investitionssummen übersteigen.\r\nGleichzeitig tritt – auch getrieben von der Sorge um die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft – eine Diskussion um die mit den Investitionen in die Energiewende einhergehen-den Kosten, sowohl für die Energieverbraucher als auch für den Staatshaushalt, in den Vorder-grund. Tatsächlich liegen die Strompreise für Haushaltskunden mittlerweile an der Spitze des europäischen Durchschnitts.\r\nSeite 12 von 40\r\nAbbildung 1: Durchschnittliche Haushaltsstrompreise in Europa 1. Halbjahr 2025\r\nEin ähnliches Bild bietet sich beim Blick auf die durchschnittlichen Industriestrompreise: Dort liegt Deutschland zwar nicht ganz an der Spitze, aber auf Platz drei nach Irland und Zypern.\r\nGleichzeitig senkt der ambitionierte Ausbau der Erneuerbaren Energien den Börsenstrom-preis, da die Erneuerbaren Energien konventionelle Kraftwerke im Markt verdrängen und der markträumende Preis im Durchschnitt sinkt – und das stärker als die Förderkosten im EEG für den Bundeshaushalt ansteigen. So hat eine Berechnung von Agora Energiewende1 ergeben, dass der durchschnittliche Börsenstrompreis um bis zu 23 Prozent sinken kann, wenn die Bun-desregierung am aktuellen Ausbaupfad festhält, anstatt die Ausbauziele für Wind- und Solar-energie um 45 Prozent zu senken. Dies gilt unabhängig von der Entwicklung der Stromnach-frage in Deutschland.\r\n1 Agora Energiewende 2025: Erneuerbare Energien senken den Strompreis unabhängig von der Nachfrage (www.agora-energiewende.de) olie\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n, ,\r\n, ,\r\n,\r\n, , , ,\r\n, ,\r\n, ,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n, , ,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n, ,\r\nEuropä ischer Strompreisvergleic h\r\nin ct k h,\r\nuelle Eurostat Stand alb ahr\r\nSeite 13 von 40\r\nAbbildung 2: Durchschnittliche Industriestrompreise in Europa 1. Halbjahr 2025\r\nNicht von der Kostendämpfung erfasst werden nämlich die Systemkosten – also für den Aus-bau und die Ertüchtigung der Energiewende-Infrastruktur anfallende Investitionen, die in wei-ten Teilen auf den Strompreis umgelegt werden. Die neue Bundesregierung hat sich daher die Dämpfung der Energiepreise – insbesondere auch der derzeit weiter steigenden Systemkosten – als wesentliches Ziel der laufenden Legislaturperiode gesetzt.\r\nDer BDEW zeigt mit diesem Positionspapier Möglichkeiten zur Dämpfung der Energiewende-Kosten im Stromsektor auf. Dabei werden Einsparoptionen bei den Investitionskosten den da-mit einhergehenden Folgen gegenübergestellt. Der BDEW leistet damit einen Beitrag zur transparenten Darstellung von möglichen kurzfristigen Kostensenkungspotenzialen in der Energiewende mit dem Schwerpunkt „Stromerzeugung“. Das vorliegende Dokument ergänzt das Positionspapier „Optionen zur Netzkostendämpfung“ mit Vorschlägen zur Senkung der Netzkosten (siehe Kapitel 4).\r\n4 Mögliche Maßnahmen zur Kostensenkung beim Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien\r\n4.1 Abschaffung der EEG-Förderung für Photovoltaik-Anlagen zur Volleinspeisung bis 100 kWp\r\nKleine Photovoltaik-Anlagen nehmen nach Auffassung des BDEW eine wichtige Rolle bei der Energiewende ein: So ermöglicht keine andere Technologie zur Erzeugung von Strom aus Er-neuerbare Energie eine so breite Beteiligung der Bürgerinnen und Bürger an der Energie-\r\nolie\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n,\r\n, , , , ,\r\n,\r\n, , , ,\r\n, ,\r\n,\r\n, , ,\r\n,\r\n,\r\n,\r\nEuropä ischer Strompreisvergleic h\r\nin ct k h, ohne ersta ungsfähige Steuern,\r\nuelle Eurostat Stand alb ahr\r\nSeite 14 von 40\r\nwende wie die kleine PV auf Dächern. Es werden Investitionspotenziale gehoben und über die Anschaffung von Wärmepumpen, E-Ladesäulen und Elektrofahrzeuge weitere Investitionen in Klimaschutztechnologien ausgelöst. Zudem eignen sich PV-Dachanlagen auch für Mehrfamili-enhäuser in dicht bebauten Räumen, wo bisher noch zu wenig Photovoltaik genutzt wird. PV-Dachanlagen nehmen keine zusätzlichen Flächen in Anspruch. Insbesondere in urbanen, ver-maschten Netzen kann die dezentrale Photovoltaik-Erzeugung bestehende Betriebsmittel bes-ser auslasten und langfristig die Systemkosten senken. Der BDEW befürwortet daher einen Fortbestand der bestehenden Zielsetzung, nach der der Ausbau der Photovoltaik jeweils hälf-tig durch Dachanlagen und Freiflächenanlagen von statten gehen soll.\r\nUm den Zubau von PV-Dachanlagen aller Größen wieder anzukurbeln, wurde die Förderung kleiner Photovoltaik-Aufdachanlagen in der letzten Wahlperiode sowohl für Anlagen zur Volleinspeisung als auch für den Eigenverbrauch deutlich angehoben. Diese Maßnahme sollte das Potenzial für PV-Anlagen auf Einfamilienhäusern stärker erschließen, da in den Jahren zu-vor durch eine zu starke Degression der Vergütung der Zubau an PV-Anlagen aller Größen rückläufig war.\r\nAbbildung 3: Entwicklung der Vergütungssätze für Dach-PV im EEG 2023\r\nMit der seit Anfang 2023 geltenden und nur schwach degressiven Vergütungshöhe bzw. Marktprämie einherging zwar ein deutlich gesteigerter Zubau an Volleinspeiseanlagen, so-lange die Volleinspeiser auch bei negativen Preisen die Vergütung erhielten. Es stiegen damit\r\nSeite 15 von 40\r\naber auch die zu hohen Stromgestehungskosten erzeugten und geförderten Mengen aus klei-nen PV-Anlagen, die auch kein nennenswertes Kostensenkungspotenzial mehr aufweisen. PV-Kleinanlagen haben nämlich mit rund 1.300 EUR/kW mehrfach höhere Investitionskosten als PV-Freiflächenanlagen, die sich über die EEG-Vergütung amortisieren müssen. Hingegen liegen die Investitionskosten von PV-Freiflächenanlagen nur bei 500 bis 750 EUR/kW und sind sogar weiterhin rückläufig.\r\nSeit Inkrafttreten des „PV-Spitzengesetzes“ im ebruar erhalten PV-Dachanlagen ober-halb der nun niedrigeren Schwellenwerte in § 51 EEG 2023 (neu) in Zeiten negativer Strom-preise keine Förderung mehr. Diese Neuerung gilt für Neuanlagen, sofern diese mit einem in-telligenten Messsystem (iMSys) und einer Steuerungseinrichtung ausgestattet sind. Zudem muss der VNB die Fähigkeit zur Viertelstundenbilanzierung und die Ende-zu-Ende Kommunika-tionsstrecke für das Steuern der Anlage nachweisen. Zwar erhält die PV-Anlage für die nicht geförderte Strommenge stattdessen über die 20-jährige Förderdauer hinaus eine entspre-chend verlängerte Förderung. Aufgrund der hohen Gleichzeitigkeit der PV-Einspeisung verlie-ren jedoch rund 15 bis 40 Prozent der Solarstromerzeugung von steuerbaren und mit einem intelligenten Messystem ausgestatteten neuen Dachanlagen ihren Förderanspruch innerhalb der 20-jährigen Förderdauer und müssten wesentlich länger als die bisher 20 Jahre auf die Amortisation der Investition warten. Daher werden kaum noch PV-Dachanlagen zur Vollein-speisung zugebaut. Die Vergütung für volleinspeisende PV-Dachanlagen bis 100 kWp kann da-her aus Sicht des BDEW ohne große Einbußen beim Zubau an Dachanlagen abgeschafft wer-den.\r\nFür Dachanlagen ab einer installierten Leistung von 100 kWp sollte aus BDEW-Sicht hingegen die Volleinspeisung weiterhin über Ausschreibungen gefördert werden, da andernfalls große Dächer auf Gebäuden ohne die Möglichkeit zur Eigenversorgung nicht mehr belegt werden. Ausschreibungen für größere PV-Dachanlagen > 750 kWp sollten ebenfalls fortbestehen. Der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlagswert für ein Gebot im Juni 2025 in Höhe von 9,22 ct./kWh zeigt, dass größere PV-Dachanlagen auch bei einem Entfall der Förderung bei ne-gativen Preisen bereits zu vergleichsweise niedrigen Förderkosten errichtet werden können.\r\n4.2 Korrektur der Förderung für die Überschusseinspeisung aus PV-Dachanlagen zur Ei-genversorgung\r\nPV-Dachanlagen zur Eigenversorgung sind durch die Einsparung des Netzstrombezugs und da-mit des Arbeitspreises bei den Netznutzungsentgelten und weiterer Umlagen bereits sehr wirt-schaftlich. Die Vergütung für die Überschusseinspeisung aus PV-Anlagen für die Eigenversor-gung gibt kein Preissignal an den Anlagenbetreiber weiter. Es entfällt lediglich für Neuanlagen seit Inkrafttreten des Solarspitzengesetzes im Februar 2025 die Einspeisevergütung bei negati-ven Börsenstrompreisen. Daher speisen sowohl steuerbare als auch nicht-steuerbare Neuan-\r\nSeite 16 von 40\r\nlagen Strom auch bei negativen Börsenstrompreisen ins Netz, selbst wenn dann keine Vergü-tung gezahlt wird. Es wird zudem übergangsweise weiter die Vergütung bei auf 60 Prozent ge-drosselter Leistung gezahlt, wenn die Anlagen noch nicht mit einem intelligenten Messsystem ausgestattet sind. PV-Dachanlagen zur Eigenversorgung und Teileinspeisung weisen eine wei-terhin gute Wirtschaftlichkeit auf, sodass ihr Zubau kontinuierlich voranschreitet. Für diese PV-Dachanlagen sollte die Festvergütung für die Überschusseinspeisung bis 25 kWp durch eine Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung ersetzt werden. Hierzu sind allerdings als unab-dingbare Voraussetzung standardisierte Prozesse erforderlich, um die anfallenden kleinen Strommengen kostengünstig vermarkten zu können. Alternativ können die Anlagenbetreiber ihren Überschussstrom bis zur Umsetzung der standardisierten Prozesse dem Verteilnetzbetrei-ber unentgeltlich überlassen oder bei einem Überangebot an Strom über die Mittagszeit abre-geln. Um die Förderung nur sukzessive abzuschmelzen, könnte der anzulegende Wert in Abhän-gigkeit der Modulpreise angepasst werden. Die PV-Anlagen könnten ihre Erzeugung dann stär-ker in den Markt integrieren. Dazu bedürfte es neben der Umsetzung der standardisierten Pro-zesse einer Überarbeitung der jeweiligen Elektrische Anlagen Bauverordnungen (EltBauVO) der Länder. Diese verbieten heute in mehreren Bundesländern die für eine effektive Direktvermark-tung notwendigen Speicherkapazitäten von mehr als 20 kWh in Eigenheimen.\r\nSo entstehen Anreize zur Erschließung von Flexibilitätsoptionen sowie zu einer am Strompreis orientierten Betriebsweise der Hausspeicher. Soll die Überschusseinspeisung übergangsweise noch über das EEG gefördert werden, kann durch einen Fortbestand der Spreizung zwischen gleitender Marktprämie und Festvergütung in Höhe von 0,4 ct/kWh ein Anreiz zum Wählen der Direktvermarktung geschaffen werden.\r\nAbbildung 4: Installierte PV-Leistung nach Volleinspeisung und Teileinspeisung Anlagen < 100 kW ohne Stecker-PV\r\nQuelle: Marktstammdatenregister\r\n2025*\r\n*2025 nur bis 11.11.2025 registrierte Anlagen\r\nSeite 17 von 40\r\nDer BDEW hat sich zudem dafür ausgesprochen, dass Eigenverbrauchsanlagen zukünftig einen Kapazitätspreis als Netzentgelt entrichten, sodass sie sich an den Netzkosten angemessen be-teiligen. Die heutigen Vorteile des Eigenverbrauchs würden dadurch maßgeblich reduziert. Bei der künftigen Förderung der PV-Anlagen mit Eigenverbrauch und Teileispeisung muss daher das Ergebnis des von der BNetzA geleiteten Prozesses zur Neufestlegung der Netzentgelte berück-sichtigt werden.\r\nEin Ersetzen der Vergütung für Überschusseinspeisung durch den ungeförderten Verkauf am Strommarkt über die Direktvermarktung würde eine geringere Verzerrung des Preissignals be-wirken. Nach Erwartungen des BDEW würde der Ausbau kleiner PV-Dachanlagen zur Eigenver-sorgung nicht nennenswert zurückgehen, da durch die höheren Haushaltsstrompreise der letzten Jahre die Wirtschaftlichkeit von Eigenversorgungslösungen wesentlich gestiegen ist. Stattdessen steigen der Anteil selbst verbrauchten Stroms und die Verbreitung lokaler Nut-zungsformen von EE-Strom wie Wärmepumpen, Hausspeicher und E-Ladesäulen.\r\n4.3 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 Di-rektvermarktung ihres Stroms verpflichtet. Anlagen unterhalb dieser Grenze können zwischen einem festen Einspeisetarif und der gleitenden Marktprämie wählen, die die Vermarktungs-kosten berücksichtigt. Der BDEW empfiehlt die Einführung einer Pflicht zur Direktvermarktung für Neuanlagen bereits ab einer installierten Leistung von mehr als 25 kW. Betreiber von Anla-gen in der Direktvermarktung haben durch den Entfall der Vergütung bei negativen Preisen einen Anreiz, den „überschüssigen“ Strom nicht in das Netz einzuspeisen, sondern für den\r\nAbbildung 5: Installierte PV-Leistung nach Volleinspeisung und Teileinspeisung Anlagen größer 100 kW\r\nQuelle: Marktstammdatenregister\r\n2025*\r\n*2025 nur bis 11.11.2025 registrierte Anlagen\r\nSeite 18 von 40\r\nEigenverbrauch zu nutzen oder zu speichern. Flankierende Maßnahmen für einfachere und günstigere Verfahren sind aber notwendige Bedingung für die Wirtschaftlichkeit und Umsetz-barkeit. Für eine verpflichtende Direktvermarktung von Strom im Anlagensegment von mehr als 25 kW und bis 100 kW ist aufgrund der geringeren handelbaren Strommengen und damit Erträge eine massengeschäftstaugliche Ausgestaltung mittels Entbürokratisierung und Digitali-sierung samt automatischer Abwicklung noch wichtiger als bei größeren Anlagen. Daher muss der laufende Prozess zur Entwicklung eines Standards für die Abwicklung der Direktvermark-tung bei kleineren Anlagen bis 30 kW zu einem Ergebnis geführt und umgesetzt werden. In diesem Zusammenhang ist zu prüfen, ob auch die Regelungen des § 21 (1) Nr. 2 EEG aufgeho-ben werden müssen.\r\nWird für Neuanlagen bis 100 kW die bisherige Förderung der Überschusseinspeisung durch eine ungeförderte Direktvermarktung ersetzt, ergeben sich nach Berechnungen des BDEW Einsparpotenziale von 2,5 - 3 Mrd. Euro für den Zeitraum 2026 - 2030.\r\n4.4 Rücknahme der mit dem Investitionsförderprogramm der Bundesregierung eingeführ-ten steuerlichen Begünstigung von PV-Anlagen und Heimspeichern für Unternehmen\r\nDie Bundesregierung hat im Zuge ihres Investitionsförderprogamms eine zusätzliche steuerli-che Begünstigung für Unternehmen eingeführt: Sie können Investitionen in PV-Anlagen seit dem 1. Juli 2025 mit 15 Prozent anstatt der bisherigen linearen Abschreibung von fünf Prozent abschreiben. Darüber hinaus lassen sich über drei Jahre hinweg 38,6 Prozent der Investitions-kosten abschreiben. Kombiniert mit dem neu geschaffenen Investitionsabzugsbetrag ergibt das steuerlich fast 70 Prozent Abschreibung innerhalb derselben Periode. Diese Regelung gilt für PV-Investitionen, die bis Ende 2027 umgesetzt werden.\r\nDarüber hinaus profitiert auch die E-Mobilität: Unternehmen erhalten eine 75 Prozent-Son-derabschreibung für reine Elektrofahrzeuge im ersten Jahr bis maximal 100.000 €, sofern der Strom aus dem eigenen PV-System stammt.\r\nDer auch vor Einführung dieser steuerlichen Privilegierung schon dynamische Ausbau von PV-Anlagen zur Eigenversorgung zeigt, dass diese zusätzliche Förderung nicht erforderlich ist und wieder zurückgenommen werden kann. Neben dem Trend zu weiter sinkenden Modul- und Speicherpreisen steigen auch die Eigenverbrauchsanteile durch E-Mobilität und die günstige-ren Hausbatteriespeicher.\r\nIn einigen Bundesländern wie Berlin und Sachsen bestehen verschiedene Förderprogramme für Heimspeicher, ebenso in zahlreichen Kommunen, u. a. in Stuttgart. Diese Programme sind aufgrund der Kostenentwicklung von Eigenversorgungssystemen ebenfalls verzichtbar. Insbe-sondere sollten Heimspeicher dann nicht zusätzlich gefördert werden, wenn sie das beste-hende Potenzial zu einer systemdienlichen Fahrweise nicht nutzen. Derzeit optimieren sich\r\nSeite 19 von 40\r\nHeimspeicher zusammen mit der PV-Anlage wirtschaftlich auf einen möglichst hohen Eigen-verbrauch, da die Überschusseinspeisung mit einem festen Tarif vergütet wird und dement-sprechend keinen Anreiz hat auf ein Preissignal zu reagieren. Volatile Börsenstrompreise schlagen sich also nicht in der Fahrweise der Speicher nieder.\r\n4.5 Vereinfachungen für den Ausbau von Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA)\r\nStrom aus PV-FFA ist heute unter günstigen Bedingungen wettbewerbsfähig, jedoch nur in Kombination mit dem sicheren Investitionsrahmen des EEG im Hintergrund. Er sorgt durch die Risikoabsicherung für geringere Finanzierungszinsen. Um weitere PV-Freiflächenpotenziale zu erschließen, sollten Einschränkungen bei Freiflächenanlagen, wie der Ausschluss von Agrar-land und die Anlagenzusammenfassung entlang von Verkehrswegen, entfallen bzw. angepasst werden. Dies ermöglicht die gleichzeitige Nutzung landwirtschaftlicher Flächen für Nahrungs-mittelproduktion und Stromerzeugung in Form von Agri-PV. Die Regelungen zur Anlagenzu-sammenfassung (§24 Abs. 2 EEG 2023) führen insbesondere entlang von Autobahnen und Schienenwegen zu einer ineffizienten Flächenausnutzung und kostentreibenden Parklayouts von PV-FF (Erhöhung der EEG-Förderkosten). Dies steht im Widerspruch zu der politisch ge-wünschten Bebauung dieser Flächen. Die Regelung zur Anlagenzusammenfassung sollten da-her spezifisch für Flächen im 500 m-Korridor entlang von Verkehrswegen auf einen Abstand von einem km verringert werden. Dies reduziert Umsetzungsrisiken und lenkt den PV-FF Aus-bau kosteneffizient und effektiv auf diese politisch gewünschten Flächen.\r\nZudem sollten ‚benachteiligte Gebiete‘ in allen Bundesländern generell für PV-Freiflächenanla-gen zur Verfügung stehen. Zwar tun sie dies seit Inkrafttreten des Solarpakets 2024 – es be-steht aber eine länderseitige „Opt.-out“-Regelung im EEG. Sie ist derzeit möglich, wenn und solange mindestens ein Prozent bzw. ab 2031 1,5 Prozent der landwirtschaftlichen Nutzfläche des Bundeslandes für Freiflächenanlagen genutzt werden. Der BDEW fordert mittel- bis lang-fristig die Abschaffung der „Opt.-Out-Regel\" und plädiert für eine generelle Öffnung der be-nachteiligten Gebiete in allen Bundesländern für PV-Freiflächenanlagen.\r\nEine weitere Verbesserung bei der Verfügbarkeit von Flächen für PV-Anlagen würde durch eine Reform der Erbschaftssteuer erreicht.\r\n4.6 Bürokratie bei Genehmigungen von PV-Freiflächenanlagen abbauen\r\nPV-Freiflächenanlagen sind baurechtlich wenig komplex und sollten daher regelmäßig in Bau-ordnungen als eigene Kategorie mit vereinfachtem Prüfungsaufwand bzw. Freistellungsmög-lichkeiten typisiert werden. Eine entsprechende Modell-Regelung sollte kurzfristig auch in der Musterbauordnung der Bauministerkonferenz verankert werden. Zudem sollte vermieden werden, dass einzelne Punkte, die im Rahmen der Flächenausweisung bereits geprüft worden sind, ein weiteres Mal einer Betrachtung unterzogen werden müssen. Darüber hinaus sollten\r\nSeite 20 von 40\r\nauch für verbleibende zu prüfende Aspekte weitestmöglich einheitliche Standards geschaffen\r\nwerden, um die Abläufe zu vereinfachen und zu beschleunigen. Ein weiteres Problem für die\r\nGenehmigung von PV-FFA stellt die sehr unterschiedliche Genehmigungspraxis der Gemeinden\r\ndar. Hier sollten aus Sicht des BDEW anstelle des bestehenden Flickenteppichs einheitliche\r\nHöchststandards für Anforderungen an genehmigungsfähige PV-FFA sowie für die Flächenausweisung\r\nfestgelegt werden.\r\n4.7 Fortsetzung der Maßnahmen für mehr Wettbewerb in den Ausschreibungen bei Windenergie\r\nan Land: Genehmigungen – Flächenverfügbarkeit – Flächennutzung\r\nAbbildung 6: Bruttozubau Wind an Land\r\nDas erste Halbjahr 2025 kennzeichnet eine deutliche Aufwärtsentwicklung sowohl beim\r\nBrutto-Zubau als auch bei den erteilten Genehmigungen für neue Windenergieanlagen an\r\nLand. Die Zahl der Anlageninbetriebnahmen wuchs um zwei Drittel gegenüber dem letztjährigen\r\nVergleichszeitraum auf 2.202 MW. Der Umfang der neu genehmigten Leistung erreichte\r\nnach sechs Monaten ebenfalls einen neuen Höchstwert: 7,85 Gigawatt (GW) neue Windenergieleistung\r\nwurden bis Ende Juni bundesweit von den Behörden genehmigt – bislang der beste\r\nWert in einem ersten Halbjahr.\r\nQuelle: Marktstammdatenregister\r\nSeite 21 von 40\r\nAbbildung 7: Jährlich neu genehmigte Windenergieleistung in Deutschland\r\nWichtig ist gerade bei Windenergie an Land auch die Verteilung der Anlagen im Bundesgebiet. Die Genehmigung von 600 MW Windleistung in Bayern ist daher ein gutes Signal. Trotz der au-ßergewöhnlich hohen Zahl an Genehmigungsbescheiden sinkt die Genehmigungsdauer in den allermeisten Ländern weiterhin. Im Bundesdurchschnitt dauerten die in diesem Jahr bereits abgeschlossenen Zulassungsverfahren 18 Monate und verkürzten sich damit um 20 Prozent gegenüber 2024. Diese Entwicklung weist in die richtige Richtung und darf nun nicht wieder gebremst werden. Durch eine ausreichende Projektpipeline entsteht in den Ausschreibungen eine wettbewerbliche Preisfindung, die zu einem Sinken der Zuschlagswerte führt. Die Tabelle zeigt die Zuschlagswerte für Windenergie an Land seit 2020.\r\nAbbildung 8: Entwicklung der Zuschlagswerte für Windenergie an Land\r\nolie\r\nin\r\nSchätzung\r\nuartal\r\nSP V\r\nuelle achagentur ind und Solar, BNetzA\r\nSeite 22 von 40\r\nNach einem vorübergehenden Anstieg der Zuschlagswerte und Orientierung am Höchstwert in der Zeit unterzeichneter Ausschreibungen sind die Auktionen nun durch die hohen Genehmi-gungszahlen wieder von höherem Wettbewerb gekennzeichnet. Allein durch die gemessen am Höchstwert geringeren Zuschlagshöhen werden für Windenergieanlagen in den Auktionen des Jahres 2025 im Zeitraum bis 2030 2,1 Mrd. Euro an EEG-Förderung eingespart. Der Höchstwert sollte nicht von der BNetzA abgesenkt werden, sondern muss auf dem aktuellen Niveau fort-bestehen. Um die genehmigten Projekte zur Umsetzung zu bringen, wären zeitlich befristet erhöhte Ausschreibungsmengen eine Option.\r\nNeben der Stärkung des Wettbewerbs gibt es eine Reihe möglicher Einzelmaßnahmen, die im Folgenden hinsichtlich Einspareffekt und Folgen diskutiert werden.\r\n4.8 Anpassung „ “\r\nDer Standortertrag ist im EEG (§ 36h Anlage 2) als der Bruttostromertrag definiert. Er wird auf Grundlage des standortspezifischen Windpotenzials, einer spezifischen Leistungskurve und für eine bestimmte Nabenhöhe berechnet, abzüglich von Verlustfaktoren wie beispielweise Ab-schattungsverlusten, Verfügbarkeitsverlusten und Mindererträgen aufgrund genehmigungs-rechtlicher Auflagen.\r\nIndem Abschattungseffekte durch Windenergieanlagen im Windpark in den Standortertrag eingerechnet werden (§ 36 Anlage 2, Absatz 7.1 EEG 2023), steigt die EEG-Vergütung pro kWh und Wind-Flächen können dichter bebaut werden als ohne diesen Ausgleich. Ein durch das EEG geförderter Windpark wird also dichter bebaut als ein Park, der ausschließlich marktlich und damit ertragsoptimiert zugebaut würde.\r\nDer ausgleichfähige Verlustfaktor der Abschattungseffekte für Neuanlagen gemäß § 36h EEG 2023 könnte begrenzt werden. Durch einen Wegfall des Anreizes zur Inkaufnahme der Ver-schattung von Windanlagen innerhalb des Windparks sinkt die Vergütung je kWh ab und die Anlagen werden dementsprechend auf der ausgewiesenen Fläche so gestellt, dass ein opti-miertes Kosten-Nutzen-Verhältnis entsteht. Durch die Maßnahme sind Kosteneinsparungen pro kWh für neu in Betrieb gehende Windenergieanlagen von bis zu 15 Prozent zu erwarten.\r\nDem steht eine etwas geringere Ausnutzung der ausgewiesenen Windvorranggebiete gegen-über, da die Anlagen einzeln jeweils mehr Strom erzeugen, aber auch weiter auseinander ste-hen. Der Windstrom wird also nicht nur kostengünstiger, sondern es wird auch weniger Wind-strom auf der gleichen Fläche erzeugt. Sollte der Verlustfaktor gemäß § 36h EEG 2023 ange-passt werden, müsste daher umso dringlicher auf eine Verfügbarkeit von ausreichend Wind-flächen insbesondere durch eine Fortentwicklung des Zwei-Prozent-Zieles geachtet werden, um die Ausbauziele für Windenergie an Land zu geringeren Erzeugungskosten ohne eine künstlich geschaffene Flächenknappheit zu erreichen. Der BDEW schlägt vor, für\r\nSeite 23 von 40\r\nAbschattungseffekte die Kompensation beispielweise auf einen Wert von 10 Prozent zu be-grenzen. Alternativ ist auch die Vorgabe von baulichen Mindestabständen zwischen den Wind-energieanlagen innerhalb eines Windparks möglich, um so dem Anreiz zur Parkverdichtung entgegenzuwirken.\r\nKeinen Kostenvorteil sieht der BDEW in der Abschaffung des Korrekturfaktors von 50 Prozent im Referenzertragsmodell: Zwar sänke die höchste Vergütung, wenn nur bis zu einer Standort-güte von 60 Prozent extrapoliert würde. Diese Kostenersparnis für das EEG-Konto würde aber das Auseinanderfallen von Erzeugungszentren in Norddeutschland und Verbrauchszentren in Süd- und Westdeutschland begünstigen. Eine Möglichkeit zur Stärkung des Zubaus in ver-brauchsnahen Regionen ergäbe sich durch eine Komponente in der Ausschreibung, die Wind-projekten in diesen Regionen einen Vorteil bei der Vergabe der Zuschläge gewährt. Ebenso würde eine Korrektur des Höchstwertes in der Ausschreibung für Windenergie an Land von derzeit 7,35 ct/kWh aus Sicht des BDEW keinen Einspareffekt mit sich bringen. Stattdessen muss der Wettbewerb in der Ausschreibung weiterhin greifen, damit die Zuschlagshöhen in den Ausschreibungen weiter sinken. Bei der in Kürze zu erwartenden Umsetzung der NZIA-Re-gelungen muss zudem darauf geachtet werden, dass Kostensteigerungen vermieden werden, die eine höhere Förderung notwendig machen würden.\r\nBei Korrekturen am Referenzertragsmodell muss in jedem Falle durch eine Übergangsregelung gewährleistet sein, dass die Umsetzung bereits genehmigter Projekte nicht gefährdet wird.\r\n4.9 Beendigung der Innovationsausschreibung zur Förderung von Batteriespeicherprojekten\r\nDie Innovationsauschreibung im EEG fördert Kombinationsprojekte von PV-Anlagen und Bat-teriespeichern sowie von Wind an Land und Batteriespeichern. Sie soll anhand strenger Vorga-ben Projekte, die auch wirtschaftlich im Markt entstehen könnten, ausschließen. Eine Weiter-entwicklung der Verordnung würde auch innovative Wind-Speicher-Kombinationen ermögli-chen. Speicher sind derzeit aber sehr wirtschaftlich und die Anträge auf Netzanschluss über-steigen die Netzanschlusskapazitäten. Es sind also keine Auswirkungen eines Entfalls der Inno-vationsausschreibungen zu erwarten und das Segment kann daher in der bestehenden Form entfallen. Im Gegenzug muss jedoch sichergesellt werden, dass Batteriespeicher in Kombina-tion mit EE-Anlagen hinter dem Netzverknüpfungspunkt grundsätzlich zulässig sein müssen. Die Ausschreibungsvolumina aus der bisherigen Innovationsausschreibung sollten außerdem wieder der Ausschreibung für PV-Freiflächenanlagen zugeführt werden.\r\n4.10 Ausgestaltung der MiSpeL-Festlegung für einen marktlichen Betrieb von Batteriespei-chern\r\nUm Batteriespeichern einen wirtschaftlichen Betrieb ohne zusätzliche Förderung zu ermögli-chen, muss das BNetzA-Festlegungsverfahren zur „Marktintegration von Speichern und\r\nSeite 24 von 40\r\nLadepunkten“ (MiSpeL) zügig abgeschlossen werden. Es verfolgt die Umsetzung der gesetzli-chen Änderungen durch das „Solarpaket“ und das „PV-Spitzengesetz“ zur Speicherflexibilisie rung insbesondere in §§ 19 Abs. 3 ff. EEG. Eine möglichst zeitnahe Umsetzung ist im Sinne der gesamten Branche, insbesondere vor dem Hintergrund, dass Speicher zusammen mit kleine-ren EE-Anlagen in der Direktvermarktung marktdienlich und im besten Fall sogar netzdienlich ohne Förderverlust eingesetzt werden können. Der BDEW befürwortet die Nutzung des über-wiegend noch ruhenden Potenzials von Speichern und Ladepunkten unter den Prämissen ei-ner sicheren und zuverlässigen Versorgung sowie ausreichender Umsetzungsfristen für die be-troffenen Marktakteure im Rahmen des Änderungsmanagements der Marktkommunikation. In diesem Zusammenhang regt der BDEW an, einen Rahmen zu setzen, der den Anforderun-gen an alle betroffenen Marktrollen Rechnung trägt. Eine funktionierende Umsetzung setzt voraus, dass massengeschäftstaugliche Lösungen mit ausreichenden Fristen festgelegt wer-den.\r\n4.11 Verzicht auf eine Ausweitung der Anschlussförderung für kleine Biogasanlagen\r\nAbbildung 9: Jährlicher Zubau an Erzeugungskapazität aus Biogas\r\nBiogasanlagen können – bei entsprechender Ausstattung mit überbauter Blockheizkraftwerk (BHKW)-Leistung, Biogas- und ggf. Wärmespeicher – flexibel gefahren werden und sind mit der Wasserkraft, weiteren Formen der Biomassenutzung wie Holzenergie sowie Geothermie die einzige mehr oder weniger durchgehend verfügbare erneuerbare Stromquelle. Wegen der olie\r\nSP V S\r\nuelle AGEE Stat Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in eutschland\r\nStand\r\nSeite 25 von 40\r\nnicht mehr nennenswert reduzierbaren Substratkosten bleibt Strom aus Biogas allerdings dau-erhaft eine vergleichsweise teure Erneuerbare Energie.\r\nAbbildung 10: Spanne der Stromgestehungskosten verschiedener Energieträger\r\nQuelle: Fraunhofer ISE, Juli 2024; „Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien“\r\nDie Grafik zeigt die Stromgestehungskosten fossiler Energieträger sowie der Biogaserzeugung im Vergleich zu denen anderer Erneuerbarer Energien.\r\nBiogasanlagen wurden nach EEG bis 2016 mit einer Festvergütung gefördert. Seit 2017 erfolgt die Förderung bei Anlagen oberhalb der Schwellenwerte durch Ausschreibungen im Rahmen des EEG. Das EEG förderte kleine Biogasanlagen bis 150 kW im Bestand über eine hohe Vergü-tung und geringere Flexibilitätsanforderungen im Vergleich zu größeren Anlagen. Die Abbil-dung 10 zeigt die jährlich neu in Betrieb genommene Anlagenleistung aller Biogas-Anlagen. In den kommenden Jahren erreichen besonders viele Biogas-Anlagen das Ende des 20-jährigen Förderzeitraums, weil mit der Einführung des Bonus für den Einsatz von nachwachsenden Rohstoffen „NawaRo-Bonus“ mit dem EEG ein Boom beim Biogasanlagenbau einsetzte Für diese wurden die Ausschreibungsbedingungen dahingehend angepasst, dass eine höhere Flexibilisierung und die Nutzung der Abwärme zur Voraussetzung für die Teilnahme an Aus-schreibungen für eine Anschlussförderung wurden. Daher ist zu erwarten, dass in den kom-menden Jahren nur jeweils rund ein Drittel der aus der EEG-Förderung fallenden Biogasanla-gen eine Anschlussförderung erhalten werden, rund ein weiteres Drittel wechselt voraussicht-lich in die Biomethaneinspeisung und das letzte Drittel scheidet voraussichtlich aus der\r\nSeite 26 von 40\r\nVerstromung aus. Ein Fortbestand der aktuellen Ausschreibungsbedingungen führt also ohne weitere Maßnahmen zu einer jährlichen Einsparung an EEG-Förderung durch die Stilllegung von Anlagen. Kumulativ für die Jahre 2026 bis 2030 werden hierdurch rund 2,1 Mrd. Euro we-niger an EEG-Zahlungen fällig.\r\nEine neuerliche Verbesserung des Förderrahmens für Biogas würde hingegen zu einer Kosten-steigerung führen, wobei ohne diese Verbesserung der Ausbau oder Weiterbetrieb von klei-nen Biogasanlagen, insbesondere zur Güllenutzung, unterbleibt. Die Vergärung tierischer Rest-stoffe ist jedoch durch die Vermeidung von Methan- und anderer besonders klimawirksamer Gase bei der Ausbringung aus Gründen des Klimaschutzes wünschenswert. Hier wäre ggf. eine verursachergerechte Finanzierungslösung anzustreben.\r\n4.12 Einsparpotenziale bei der Netzanbindung von Offshore-Windparks\r\nIm Offshore-Wind-Bereich hat der BDEW bereits im Januar 2025 und Juli 2025 konkrete Opti-mierungsmaßnahmen vorgeschlagen, um die Kosteneffizient bei Offshore-Windparks (OWP) und Offshore-Netzanbindungssystemen (ONAS) zu erhöhen, ohne dabei die Ausbauambitio-nen insgesamt maßgeblich einzuschränken. Folgende Ansätze sollten dabei unter anderem verfolgt werden:\r\n•\r\nKürzere Seekabelführungen auf direktem Weg ermöglichen: Die aktuellen Vorgaben zur Entwicklung von Kabeltrassen führen häufig zu längeren und teureren Routen. Um die Trassenführung kosteneffizienter zu gestalten, sollten häufiger „diagonale“ anstelle von „rechtwinkligen“ Trassenführungen ermöglicht werden iese bieten kürzere Wege, ohne die Sicherheit einzuschränken. Eine optimierte Trassenführung durch die Schifffahrtsroute SN 10 etwa kann gegenüber den im Flächenentwicklungsplanentwurf 2024 vorgesehenen Querungen von acht Offshore Netzanbindungssystemen eine Ge-samtersparnis von bis zu 40 km Kabeltrasse erzielen. Jeder eingesparte Trassenkilome-ter auf See reduziert die Netzkosten um 6 Mio. Euro (NEP 2023).\r\n•\r\nNördliche Umgehung des Artillerieschießgebietes für zukünftige Offshore Netzan-schlüsse ermöglichen: Die bisherigen Planungen im Flächenentwicklungsplan (FEP) führen aufgrund der südlichen Umgehung des Artillerieschießgebiet (ASG) dazu, dass nur ein kleiner Korridor in der Mitte der Ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ) zur Durchführung aller zukünftigen ONAS in Richtung Niedersachsen und Schleswig-Hol-stein verfügbar ist. Dieser Flaschenhals führt zu einer starken Bündelung der Trassen und zu erheblichen Mehrlängen für zukünftige ONAS. Es könnten allerdings signifi-kante Kabellängen eingespart werden, wenn stattdessen zukünftige ONAS mit Anlan-dung in Schleswig-Holstein über den nördlichen Teil der AWZ durch die nicht beson-ders sensiblen Teile des Naturschutzgebiets Sylter Außenriff geführt und mit der dort bereits in Betrieb befindlichen Trasse des ONAS SylWin1 (NOR-5-1) gebündelt werden.\r\nSeite 27 von 40\r\nDas Einsparpotenzial einer solchen nördlichen Trassenführung beläuft sich nach Be-\r\nrechnungen der ÜNB auf ca. 550 km und rund 3 Mrd. Euro (ÜNB-Bericht 2025).\r\n•\r\nGrenzüberschreitende, radiale Anbindungen von Flächen ermöglichen: Die Bundesre-gierung sollte Gespräche mit den Nachbarländern – insbesondere mit Dänemark und den Niederlanden – über die Möglichkeit der radialen, grenzüberschreitenden Anbin-dung von dortigen Flächen an das Übertragungsnetz in Deutschland aufnehmen bzw. intensivieren. In den Ländern besteht ein deutlich günstigeres Verhältnis zwischen Offshore-Erzeugungspotenzial und eigenem Energiebedarf als in Deutschland. Im Falle einer solchen „radialen“ Kooperation könnten die Länder dann – etwa per Staatsver-trag – von den Ausschreibungserlösen in Deutschland für die Flächen oder anderen Kompensationsformen profitieren. Durch diesen Ansatz können die erzielbaren Voll-laststunden und Erträge im gesamten Nord- und Ostseeraum optimiert, die ONAS effi-zienter ausgelastet und somit Netzausbaukosten reduziert werden. Die radiale europä-ische Kooperation ist weniger komplex als hybride Interkonnektoren-Projekte und sollte diese ergänzen.\r\n•\r\nKoordinierten Weiterbetrieb bestehender und in Bau befindlicher Anlagen ermögli-chen: Die Genehmigungen der ersten großen OWPs laufen ab etwa 2040 aus. Ohne eine anderweitige Festlegung hätte dies einen direkten, ineffizienten Rückbau zur Folge. Die Bundesregierung sollte daher den koordinierten Weiterbetrieb der Anlagen innerhalb der Cluster frühzeitig regulatorisch ermöglichen, um der Branche Planungssi-cherheit zu bieten. Denn der Weiterbetrieb der bestehenden Anlagen kann technisch und rechtlich möglich sein (Details siehe BDEW-Whitepaper 2024) sowie zu einem ho-hen volkswirtschaftlichen Nutzen führen. Er bietet viel Potenzial, die Kosteneffizienz der Anlagen zu steigern, zusätzliche Netzkosten auf einen längeren Zeitraum zu vertei-len und eine dauerhaft effiziente Auslastung bestehender ONAS, an die mehrere OWP mit unterschiedlichen Laufzeiten angebunden sind, zu ermöglichen.\r\n•\r\nAnlagen zukünftig direkt für 35 Jahre ausschreiben und genehmigen: OWPs und ONAS sollten anstelle von derzeit 25 Jahren zukünftig direkt für eine Betriebsdauer von 35 Jahren geplant und genehmigt sowie die Regulatorik (z. B. § 17 e EnWG) entspre-chend angepasst werden. Hintergrund dieser Maßnahme ist, dass moderne Windener-gieanlagentypen und ONAS heute häufig technisch in der Lage sind, deutlich über die bisher standardmäßig angesetzten 25 Jahre hinaus betrieben zu werden. Internatio-nale Beispiele zeigen, dass längere Betriebszeiträume regulatorisch möglich und wirt-schaftlich vorteilhaft sind: In den Niederlanden wird z. B. bereits mit einer Laufzeit von 35 Jahren geplant, im United Kingdom (UK) sogar mit bis zu 50 Jahren. Ein 35-jährige Betriebsdauer bietet viele Vorteile, darunter höhere Kosteneffizienz und niedrigere Stromgestehungskosten, Verteilung der Netzanschlusskosten auf einen erweiterten\r\nSeite 28 von 40\r\nBetriebszeitraum, mehr Planungssicherheit, Entlastung von Lieferketten, langfristig we-\r\nniger Eingriffe und bessere Ressourceneffizienz.\r\n•\r\n2 K-Kriterium anpassen: Die Bundesregierung sollte das 2-K-Kriterium dringend wis-senschaftlich überprüfen. Eine Abschwächung oder Streichung könnte die Kabelnut-zung effizienter gestalten, Ressourcen sparen und den Flächenbedarf reduzieren. Das 2-K-Kriterium begrenzt als naturschutzfachlicher Vorsorgewert die Temperaturerhö-hung um maximal 2 Grad (Kelvin) in 20 cm Tiefe unterhalb der Meeresbodenoberflä-che für Seekabel in der deutschen AWZ. Diese nur in Deutschland geltende Einschrän-kung erfordert derzeit eine massivere Auslegung und tiefere Verlegung der Seekabel als technisch notwendig wäre und in den sehr ähnlichen Meeresböden unserer Nach-barländer notwendig ist.\r\n•\r\nFlächenoptimierung zur Erhöhung der Kosteneffizienz: Zur effizienten Erreichung der notwendigen und wichtigen Ausbauziele im WindSeeG sollten die Flächen noch stärker ertrags- und kostenoptimiert geplant werden. Dabei sollte die Kosten- und Nutzenana-lyse für verschiedene Flächennutzungen ausgehend von der Entfernung zur Küste und damit verbundenen Anbindungskosten für den Netzkunden erfolgen. Daher sollte die Bundesregierung einen stärkeren Fokus auf die standortspezifischen Erträge in Tera-wattstunden legen und einen möglichen Wechsel auf kostenoptimierte Ertragsziele prüfen, ohne den Ausbaupfad insgesamt zu reduzieren. Dazu zählt auch die Reduzie-rung der Bebauungsdichte in den Flächen, um Abschattungseffekte zu senken und Netzanbindungssysteme möglichst effizient auszulasten.\r\n4.13 Absenken des Aufschlags für Kosten der Direktvermarktung durch Vereinfachung und Standardisierung der Direktvermarktung von Strom aus kleinen PV-Anlagen Im EEG 2012 wurde die „ anagementprämie“ eingeführt, um den Mehraufwand und die Ver-marktungsrisiken auf Anlagenbetreiberseite für die Direktvermarktung aufzufangen und ge-genüber der Einspeisevergütung einen Anreiz für den Wechsel in die Direktvermarktung zu setzen. Die Zahlung sollte anfangs einen Anreiz zum freiwilligen Wechsel in die Direktvermark-tung leisten und wurde sukzessive abgesenkt. Seit 2014 ist die vorherige Managementprämie in den anzulegenden Wert für Direktvermarktung in § 53 EEG in Form eines Abzugs von 0,4 ct/kWh für Anlagen in der Einspeisevergütung eingepreist.\r\nDarüber hinaus wird derzeit gefordert, die Schwelle für eine verpflichtende Direktvermarktung von Strom aus PV-Anlagen auf eine Schwelle von 25 kW anstatt bisher 100 kW einzuführen. Es würden dann noch mehr EEG-Anlagen in den Genuss der verglichen mit der ursprünglichen Einspeisevergütung höheren Marktprämie kommen.\r\nSeite 29 von 40\r\nAbbildung 11: Entwicklung der Managementprämie seit 2012\r\nQuelle: Next Kraftwerke Aktuell wird in einem durch BNE, BDEW und DENA geleiteten und von BMWE/BNetzA initiier-ten Prozess ein Branchenstandard zur Abwicklung der Direktvermarktung erarbeitet. Durch seine flächendeckende Anwendung und eine digitalisierte Abwicklung der Direktvermarktung können Kosten eingespart werden. Danach wird eine Verringerung des anzulegenden Wertes aufgrund der geringeren Kosten möglich, ohne dass der Anreiz für Bestandsanlagen zum Wechsel aus der Einspeisevergütung in die Direktvermarktung entfällt. Dabei ist darauf zu ach-ten, dass die Absenkung nicht zu weitgehend ausfällt, um den für Bestandsanlagen zulässigen Wechsel zurück in die Festvergütung zu vermeiden. Zudem kann für Neuanlagen nach erfolg-reicher Vereinfachung der Direktvermarktung die Spreizung zwischen anzulegendem Wert in der Direktvermarktung und Einspeisevergütung verringert werden.\r\nAlle Maßnahmen in Richtung einer stärker an Preissignalen orientierte Stromerzeugung ver-bessern die Übereinstimmung von Angebot und Nachfrage und verringern damit den Förder-bedarf. Es ist bei einer Absenkung des anzulegenden Wertes allerdings darauf zu achten, dass sie nicht unter die Schwelle der weiterhin bestehenden Zusatzkosten für die Direktvermark-tung fällt.\r\n4.14 Schaffung von Anreizen für Bestandsanlagen zum Verzicht auf die Vergütung bei nega-tiven Preisen\r\nDerzeit erhalten EE-Anlagen eine EEG-Förderung über 20 Jahre. Diese wird unabhängig außer im Falle der Anwendbarkeit einer Negative-Preise-Regelung einer EEG-Fassung seit 2014. Da-her erhalten auch wenig bonitätsstarke Investoren wie EinfamilienhausbesitzerInnen oder\r\nAufschlag Direkt-vermarktung ge-genüber Einspei-severgütung\r\nSeite 30 von 40\r\nKMU eine Projektfinanzierung durch die Banken. Seit Anfang 2023 ist die zuvor auf den Strompreis\r\nfür die nicht-privilegierten Letztverbraucher gewälzte EEG-Umlage haushaltsfinanziert.\r\nAbbildung 12: Geförderte EEG-Strommengen und EEG-Fördersumme seit 2000\r\nZudem haben Betreiber von EE-Anlagen in der bestehenden EEG-Förderung keinen Anreiz zu\r\neiner Orientierung ihrer Einspeisung an Preissignalen, wenn die Anlage keiner Negative-\r\nPreise-Regelung einer EEG-Fassung seit 2014 unterliegt. Darüber hinaus begünstigt die zunehmende\r\nGleichzeitigkeit der Stromerzeugung von Windenergieanlagen an windreichen Tagen\r\nund noch mehr von PV-Anlagen mittags in den Sommermonaten das Auftreten negativer Börsenstrompreise.\r\nWird auch in negativen Preiszeiten die EEG-Vergütung bzw. Marktprämie gezahlt,\r\nspeisen die EEG-Anlagen weiterhin ihren Strom trotz negativer Strompreisgebote ins\r\nNetz und befördern somit das Auftreten negativer Preise. Für das EEG-Konto entstehen\r\ndadurch höhere Kosten, da neben der Vergütung auch noch für die Einspeisung des Stroms gezahlt\r\nwerden muss. Dem stehen keine Einnahmen aus der Vermarktung des geförderten\r\nStroms gegenüber.\r\nolie\r\nEEG Strommenge in T h\r\nEEG ördersumme in rd €\r\nEEG ördersumme geförderte EEG Strommenge\r\nSpotlight Erneuerbare Stromerzeugung\r\nuelle Netztransparenz, B E eigene Berechnung atenstand\r\n2025 und 2026 gemäß EEG-Finanzierungsbedarf\r\nSeite 31 von 40\r\nAbbildung 13: Entwicklung negativer Preise in der Day-Ahead-Auktion\r\nUm diesen Trend zu mindern und dennoch Investitionssicherheit zu erhalten, hat der Gesetz-geber bereits ab dem EEG 2016 Einschnitte vorgenommen, so dass nun je nach Inbetriebnah-mejahr die Vergütung in längeren zusammenhängenden Zeitfenstern mit negativen Preisen entfällt:\r\nBis 2015 erhielten alle Neuanlagen gemäß EEG eine durchgehende Förderung unabhängig von Börsenstrompreis, ab dem 01.01.2016 entfiel für alle neuen WEA ab 3 MW und sonstige EEG-Anlagen ab 500 KW Leistung die Förderung, sofern der Strompreis sechs Stunden oder länger am Stück negativ war. Mit dem EEG 2021 wurde diese Regelung noch einmal verschärft und durch die 4-Stunden-Regelung ersetzt. Ab 2024 verringerte sich gemäß § 51 Absatz 1 EEG 2023 der anzulegende Wert für Anlagen ab 500 kW auf null, wenn der Spotmarktpreis im Ver-lauf von drei Stunden oder mehr negativ war. Am 25.02.2025 trat die neueste Regelung in Kraft und EEG-Anlagen ab 100 kW erhalten bei negativen Preisen nun bereits ab der ersten Viertelstunde negativer Preise keine Vergütung mehr.\r\nDie aktuelle Gesetzeslage sorgt also dafür, dass künftig keine Neuanlagen oberhalb der Leis-tungsschwellen mehr bei viertelstündlichen negativen Preisen – unabhängig von deren Dauer – nach EEG vergütet werden. Allerding genießen laufende EEG-Anlagen Bestandsschutz, der auch keinesfalls in Frage gestellt werden darf. Die dargestellten Regelungen gelten also ab In-betriebnahme für jeweils 20 Jahre.\r\nEs wurde jedoch im EEG 2023 eine – derzeit noch unter dem Vorbehalt der beihilferechtlichen Genehmigung stehende – Regelung eingeführt, die Bestandsanlagen einen Anreiz bietet, künf-tig gegen einen Aufschlag bei viertelstündlichen negativen Preisen nicht mehr einzuspeisen: Gemäß § 100 Abs. 47 EEG 2023 haben EEG-Anlagen, deren Vergütung sich bei negativen Prei-sen nicht verringert, nach Einbau eines intelligenten Messsystems für die verbleibende Förder-dauer die Möglichkeit zu einem Verzicht auf die Vergütung bei negativen Preisen. Im\r\nolie\r\nSpotlight Erneuerba re Stromerzeugung\r\nnter ährige Verteilung in Stunden\r\nuellen ENTSO E\r\nBetro enheit Einspeisung ind PV\r\nSeite 32 von 40\r\nGegenzug erhöht sich der anzulegende Wert um 0,6 ct/kWh, und zwar für die verbleibende Zeit bis zum Ende der 20-jährigen Förderdauer zuzüglich des Zeitraums, in dem aufgrund ne-gativer Preise keine Förderung gezahlt wurde. PV-Anlagen erhalten bei einem Wechsel gemäß § 100 Abs. 47 EEG 2023 ebenfalls einen Aufschlag um 0,6 ct., wobei dieser für die Zeit bis zum Ende der 20-jährigen Förderdauer gezahlt wird und sich verlängert, bis die wegen negativer Preise nicht geförderte Strommenge die Förderung erhalten hat.\r\nDie Regelung gilt also nur für Anlagen bis zum Inbetriebnahmejahr 2015 oder für solche Anla-gen mit späterer Inbetriebnahme, die unter den jeweiligen Schwellenwerten nach der für sie maßgeblichen EEG-Fassung geblieben sind. Nutzen viele Anlagenbetreiber diese Möglichkeit des „opt in“, wird das Auftreten negativer Preise erheblich zurückgehen und sowohl das EEG-Konto wie auch die Anlagenbetreiber haben einen Kostenvorteil bzw. höhere Einnahmen durch die Nutzung der Neuregelung. Hingegen besteht bei einer nur geringen Durchsetzung der Option die Gefahr, dass der höhere Anzulegende Wert die bei negativen Preisen entfal-lene Vergütung nicht aufwiegt. Eine Reihe von Unternehmen, die die Regelung nutzen könn-ten, schätzen den Anreiz in Höhe von 0,6 ct/kWh als zu gering ein, um einen Wechsel in den § 51 bzw. 51 a EEG 2023 vorzunehmen. Sie weist aber dennoch in die richtige Richtung und sollte überprüft und angepasst werden.\r\nUm noch mehr Anlagenbetreibern die Möglichkeit zu geben, zur Verringerung der negativen Preiszeiten beizutragen und damit das EEG-Konto zu entlasten, sollten aus Sicht des BDEW auch Möglichkeiten für Anlagen der Inbetriebnahmejahre ab 2016 geschaffen werden, gemäß § 100 Abs. 47 in den § 51 bzw. 51a EEG zu wechseln, wenn für diese Anlagen bislang längere Zeiträume der negativen Strombörsenpreise als eine Viertelstunde galten. Dann könnten auch Betreiber dieser Anlagen eine Vergütungsanhebung in Zeiten von Börsenstrompreisen über null erhalten, wenn sie im Gegenzug auf die Vergütung bei negativen Preisen zu Viertelstun-den verzichten. Dabei sollte nach Technologien sowie nach Inbetriebnahmejahren differen-ziert werden.\r\nDie folgenden Grafiken zeigen gemäß einer näherungsweisen Berechnung das Einsparpoten-zial für das EEG-Konto pro MW installierter Leistung verschiedener EE-Anlagen:\r\nSeite 33 von 40\r\nAbbildung 14: Einsparpotenzial an EEG-Vergütung bei negativen Preisen für PV-Anlagen\r\nVerzichtet eine PV-Anlage mit einer Leistung von einem MWp und einem anzulegenden Wert\r\nvon 6 ct/kWh auf die Vergütung bei negativen Preisen, spart das EEG-Konto eine Zahlung von\r\n2.409 Euro, das sind rund 22 Prozent für diese Anlage. Gleichzeitig erhöht sich der Ertrag der\r\nAnlage an der Börse um 543 Euro, weil die Anlage nicht mehr zu negativen Zeiten erzeugt.\r\nAbbildung 15: Einsparpotenzial an EEG-Vergütung bei negativen Preisen für Wind an Land\r\nVerzichtet eine Windenergie-Anlage mit Inbetriebnahme vor dem 01.01.2016, einem anzulegenden\r\nWert von 6,8 ct/kWh und einer Leistung von einem MW auf die Vergütung bei\r\nolie\r\neistung , Anzulegender ert ct k h\r\nier bi e den Titel der Präsenta on und Autor eintragen\r\nErtrag ohne Abregelung k h\r\nErtrag mit Abregelung k h\r\narktprämie Summe o A €\r\narktprämie Summe m A €\r\nErtrag Börse o A €\r\nErtrag Börsem A €\r\n€\r\n€\r\nct k h , , , , ,\r\nct k h , , , , ,\r\nolie\r\neistung , Anzulegender ert , ct k h\r\nier bi e den Titel der Präsenta on und Autor eintragen\r\nErtrag ohne Abregelung k h\r\nErtrag mit Abregelung k h\r\narktprämie Summe o A €\r\narktprämie Summe m A €\r\nErtrag Börse o A €\r\nErtrag Börsem A €\r\n€\r\n€\r\nct k h , , , , ,\r\nct k h , , , , ,\r\nQuelle: BDEW, eigene Berechnung\r\nQuelle: BDEW, eigene Berechnung\r\nSeite 34 von 40\r\nnegativen Preisen, spart das EEG-Konto eine Zahlung von 760 Euro, die Anlage erwirtschaftet\r\nan der Börse gleichzeitig 146 Euro mehr. Erhält die Windenergieanlage durch die Sechs-Stunden-\r\nRegel bei mehr als sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativer Preise keine Vergütung,\r\nspart das EEG-Konto immer noch 410 Euro.\r\nAbbildung 16: Einsparpotenzial an EEG-Vergütung bei negativen Preisen für Biomasse\r\nVerzichtet eine Biomasse-Anlage mit Inbetriebnahme vor dem 01.01.2016, einem anzulegenden\r\nWert von 14,2 ct/kWh und einer Leistung von einem MW auf die Vergütung bei negativen\r\nPreisen, spart das EEG-Konto eine Zahlung von 14.078 Euro, während die Anlage an der Börse\r\n1.958 Euro mehr erwirtschaftet. Erhält die Biomasse-Anlage durch die Sechs-Stunden-Regel\r\nbei mehr als sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativer Preise keine Vergütung, spart das\r\nEEG-Konto immer noch 5.617 Euro.\r\nolie\r\neistung , Anzulegender ert , ct k h\r\nier bi e den Titel der Präsenta on und Autor eintragen\r\nErtrag ohne Abregelung k h\r\nErtrag mit Abregelung k h\r\narktprämie Summe o A €\r\narktprämie Summe m A €\r\nErtrag Börse o A €\r\nErtrag Börsem A €\r\n€\r\n€\r\nct k h , , , , ,\r\nct k h , , , , ,\r\nQuelle: BDEW, eigene Berechnung\r\nSeite 35 von 40\r\nAbbildung 17: Einsparpotenzial an EEG-Auszahlungen bei negativen Preisen für Bestandsanlagen\r\nim EEG\r\nInsgesamt beläuft sich die Summe der gezahlten Marktprämie aus dem EEG-Konto bei negativen\r\nPreisen, die bei einem Wechsel in die 15-Minuten-Regel eingespart werden kann, gemäß\r\neiner näherungsweisen Berechnung des BDEW bei den Anlagen, die bisher in der 6h-, 4h- oder\r\n3h-Regel sind, auf circa 30 Mio. Euro jährlich. Bei den Anlagen, die bisher keine Einschränkung\r\nhaben, ist die Verringerung der Marktprämie pro Jahr deutlich höher (circa 237 Mio. Euro),\r\nweil deutlich mehr installierte Leistung in diese Gruppe fällt. Anreize zum Wechsel in eine Vergütung\r\nohne Zahlungen bei negativen Preisen haben also einen positiven Effekt auf das EEGKonto,\r\nwenn die Kosten des höheren anzulegenden Wertes bei Börsenpreisen über null diese\r\nSumme unterschreiten.\r\nNehmen viele Bestandsanlagen eine mögliche Wechseloption in eine Vergütung ohne Zahlung\r\nbei negativen viertelstündlichen Preisen wahr, wird der Effekt sogar noch verstärkt, indem die\r\nnegativen Preise weniger stark negativ sind und dementsprechend auch für EEG-Anlagen weniger\r\nZahlungen aus dem EEG-Konto fällig werden, wenn sie in der für die geltenden EEG-Förderung\r\nbleiben. Dieser Effekt tritt allerdings nicht durch den Wegfall einer Auszahlung bei negativen\r\nPreisen ein, sondern nur, sofern auch wirklich keine Einspeisung erfolgt. Andernfalls\r\nmüssten die Mengen trotzdem durch die ÜNB vermarktet werden, sofern die Anlagen sich in\r\nFestvergütung befinden.\r\nAußerdem ist zu erwarten, dass die Zeiträume mit negativen Preisen in den nächsten Jahren\r\nnoch zunehmen, wenn Anlagen nicht angereizt werden, bei negativen Stunden abzuregeln,\r\nauch deshalb könnte die Kosteneinsparung noch höher ausfallen. Damit die Regelung nicht\r\nnur Mitnahmeeffekte bietet, sondern das ursprüngliche Ziel der Verringerung von negativen\r\nPreisen und der Absenkung eines potenziellen Erzeugungsüberschusses dient, ist zwingend\r\nolie ier bi e den Titel der Präsenta on und Autor eintragen\r\nPV Aufdach PV rei äche ind an and Biomasse Summe\r\numula v\r\nirca io Euro bei\r\ngleichbleibendemStrompreisniveau\r\nPV Aufdach PV rei äche ind an and Biomasse Summe\r\numula v\r\nirca , rd Euro bei\r\ngleichbleibendemStrompreisniveau\r\nQuelle: BDEW, eigene Berechnung\r\nSeite 36 von 40\r\ndarauf zu achten, dass auch keine unentgeltliche Einspeisung stattfindet, sondern der er-zeugte Strom ausschließlich für den Eigenverbrauch Verwendung findet.\r\n4.15 Weitere Ausrichtung der Stromerzeugung an Preissignalen\r\nDerzeit richten sich die Einspeiser von Strom aus Erneuerbaren Energien vorwiegend an den Rahmenbedingungen ihres Fördersystems aus, sofern sie nach EEG oder einem anderen För-dermechanismus gefördert werden. Gemäß einem Bericht des Rates der Europäischen Ener-gie-Regulierer (CEER) lag der Anteil des aus EE erzeugten Bruttostroms, der gefördert wird, 2023 mit 41 Prozent in Deutschland am höchsten und damit fast doppelt so hoch wie der Durchschnittswert aller CEER-Mitgliedsstaaten in Höhe von 21 Prozent. Die verschiedenen Förderinstrumente – insbesondere das EEG – haben in Deutschland den dynamischen EE-Aus-bau erst ermöglicht. Künftig muss der Wert des Stroms am Spotmarkt jedoch stärker beim Be-treiber der Anlagen und beim Kunden ankommen und dadurch für eine marktorientierte Be-triebsweise sorgen. Ein Schritt in diese Richtung ist der Verzicht auf Vergütungszahlungen bei negativen viertelstündlichen Spotmarktpreisen, der Anfang 2025 im EEG umgesetzt wurde.\r\nZudem muss durch eine Umstellung der EE-Förderung auf Kapazitätszahlungen der Anreiz zu einer möglichst gut im Strommarkt verkäuflichen Erzeugung geschaffen werden. Der BDEW stimmt deshalb der produktionsunabhängigen EE- örderung über die „Option “ der schon bestehenden BMWK-Finanzierungsoptionen zu, so dass das Preissignal unverzerrt wirken kann. Die Referenzanlage muss dabei so definiert werden, dass ein Anreiz zur Errichtung von Windenergieanlagen entsteht, die eine hohe Volllaststundenzahl haben – gemessen an der Generatorleitung also viel Strom erzeugen und diese Produktion gleichmäßig auf Stark- und Schwachwindzeiten verteilen.\r\nEin wichtiger Schritt zur Steigerung der Marktwerte von Strom aus Wind und Photovoltaik sind die konsequente Flexibilisierung des Stromsystems und des Stromverbrauchs. Voraussetzung dafür ist die Abschaffung aller Hemmnisse für die Erschließung von Flexibilität. Diese liegen derzeit im Bereich der Netzentgelte und werden im aktuellen Reformprozess bearbeitet. Ein weiterer Schritt zu einer besseren Nutzung von Flexibilitäten ist die konsequente Digitalisie-rung des Stromsystems. Hierzu gehören der Smart Meter Rollout, ein digitalisierter Betrieb der Verteilnetze und automatisierte Netzanschlussverfahren und Marktprozesse. Auch der an-stehende geförderte Zubau neuer Gaskraftwerke darf die Nutzung von Flexibilitäten und Bat-teriespeichern nicht behindern.\r\nMit zunehmender Dezentralisierung und Sektorkopplung braucht es auch einen regulatori-schen Rahmen für eine systemdienliche lokale Nutzung von Strommengen, die erst gar nicht ins Netz eingespeist werden. In Verbindung mit der verstärkten Erschließung lokaler Flexibili-täten und perspektivisch einer Überschusseinspeisevergütung anhand des Marktpreissignals lässt sich eine bessere Nutzung und gleichmäßigere Auslastung des Verteilnetzes erreichen,\r\nSeite 37 von 40\r\ndessen Kosten mit dem Anstieg von Einspeisung in die Nieder- und Mittelspannung besonders ansteigen.\r\nAlle Maßnahmen in Richtung einer stärker an Preissignalen orientierte Stromerzeugung ver-bessern die Übereinstimmung von Angebot und Nachfrage und verringern damit den Förder-bedarf.\r\n4.16 Stärkung des ungeförderten Zubaus Erneuerbarer Energien durch Besicherung des Ausfallrisikos langfristiger PPAs\r\nEin Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland sollte zunehmend ungefördert im Markt er-folgen. Grüne PPAs sind hierzu ein geeignetes Instrument. Für die Finanzierung der Errichtung einer Neuanlage ist die übliche Laufzeit von PPAs derzeit jedoch zu gering. Zudem hat sich in den vergangenen Jahren auch gezeigt, dass PPAs fast ausschließlich zwischen großen Anbie-tern und großen Abnehmern abgeschlossen werden. Kleinere Unternehmen sind im PPA-Markt hingegen unterrepräsentiert. Ursächlich sind die hohen Anforderungen an die Bonität von Abnehmern für eine langfristige Projektfinanzierung. Das Ausfallrisiko führt zu hohen Risi-koaufschlägen, so dass keine wirtschaftlich tragfähige Projektfinanzierung mit langer Laufzeit für kleinere Unternehmen mittlerer Bonität möglich ist. Daher sollte dieses Risiko aus Sicht des BDEW durch eine staatliche Besicherung abgefedert werden.\r\nEine staatliche Besicherung von PPAs kann Kredit- und Ausfallrisiken durch den PPA-Abneh-mer sowie das Bonitäts- und Ausfallrisiko für den EE-Betreiber und die finanzierenden Banken abfedern. EE-Anlagen mit Stromgestehungskosten von Grünstrom nahe am Preisniveau des Strommarktes, z. B. große Freiflächen-PV-Anlagen, Windenergieanlagen an Land an sehr guten Standorten und unter passenden Rahmenbedingungen Offshore-Windanlagen können dann auch mittelständischen Abnehmern PPAs anbieten.\r\n4.17 Dezentrale Anwendungen durch Standardisierung und Digitalisierung ermöglichen\r\nDerzeit erfolgt der Ausbau Erneuerbarer Energien größtenteils finanziert durch das EEG. Insbe-sondere Photovoltaik Dachanlagen finanzieren sich zudem häufig über eine Eigenversorgung und eine durch das EEG-vergütete Überschusseinspeisung. Dieser Trend hebt hohe Investiti-onsvolumina und sichert eine Teilhabe sehr vieler Bürger an der Energiewende.\r\nKünftig müssen sich Prosuming-Anwendungen jedoch stärker systemdienlich verhalten. Der Betrieb von Hausspeichern darf nicht wie derzeit erfolgen, ohne die PV-Mittagsspitze zu dämpfen. Sowohl Prosuming-Lösungen für Einfamilienhäuser als auch für größere Anwendun-gen in Quartieren und gewerblichen Nutzungen müssen ihre Wirtschaftlichkeit künftig über die Nutzung von Flexibilitäten, Speichern und lokalen Sektorkopplungslösungen erreichen.\r\nSeite 38 von 40\r\nHierzu braucht es noch mehr einheitliche energiewirtschaftliche Prozesse und Standards, da-mit lokale Anwendungen die energiewirtschaftlichen Pflichten unkompliziert erfüllen können oder regionale Versorger kostengünstige Dienstleistungen für Quartiere anbieten können.\r\nEine Möglichkeit zur Versorgung von gewerblichen Abnehmern mit Grünstrom sind auch Di-rektlieferungen aus Wind- und PV-Anlagen. Wird die derzeitige Obergrenze von fünf km Ab-stand zwischen EE-Erzeuger und Abnehmer für Direktlieferungen angehoben, werden wesent-lich mehr Anwendungen möglich. Die laufende Reform der Netzentgeltsystematik kann durch eine Stärkung einer leistungsbasierten Netzentgeltkomponente in der Netzentgeltsystematik verdeckte Privilegierungen durch Einsparungen des Arbeitspreises vermeiden, so dass mit durch die EE-Anlagenbetreibern selbst errichteten Direktleitungen und einer Teilnutzung des Netzes der Allgemeinen Versorgung eine kosteneffiziente lokale EE-Nutzung ermöglicht wird.\r\n5 Mögliche Maßnahmen zur Verringerung oder Dämpfung des Anstiegs der Infra-struktur- und Systemkosten\r\nDamit Kostendämpfungspotenziale im Stromnetz gehoben werden können, bedarf es ange-passter rechtlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen. Der BDEW hat in seinem im Juni 2025 veröffentlichten Papier „Optionen zur Netzkostendämpfung“ dafür eine Reihe an Vor-schlägen vorgelegt, die im Folgenden grob skizziert werden.\r\n5.1 Zügigerer Ausbau der Netzinfrastruktur\r\nUm die Netzinfrastruktur schneller ausbauen zu können, ist eine Beschleunigung von Geneh-migungsverfahren erforderlich. Dazu braucht es eine Vereinfachung des Genehmigungsrechts.\r\nNetzanschlüsse für die Stromentnahme aus dem Netz werden in der Regel n-1-sicher errich-tet. Nach einer technischen, wirtschaftlichen und praktischen Abwägung könnten Netzan-schlüsse für Verbraucher auch n-0-sicher geplant werden. Beim Ausbau der Stromnetze müs-sen Stromerzeugung, Netze, Speicher und Lasten systemisch zusammengedacht und Flexibili-tätsoptionen konsequent gehoben werden. So kann eine durchdachte Verzahnung von EE-Hochlauf, Verbrauch und Netzausbau auf bundesweiter und auf regionaler Ebene zu einer Kostendämpfung beitragen.\r\nIm Bereich der Netzbetriebsmittel können Freileitungen gegenüber Erdkabeln erheblich kos-tengünstiger gebaut und verlegt werden: Hat der Bau von Freileitungen wo immer möglich Vorrang vor Erdkabeln, sind Kostendämpfungen bei den Netzkosten und Netzentgelten zu er-warten. Insbesondere mit Blick auf den künftigen Netzausbau können hier jetzt wichtige Wei-chen zur Kosteneffizienz gestellt werden.\r\nSeite 39 von 40\r\nDie Duldungspflicht zur Verlegung von Netzanschlussleitungen für EEG-Anlagen sollte nicht le-diglich für Flächen der öffentlichen Hand greifen, sondern für alle Flächen. Die Erweiterung auf private Flächen senkt das Beschleunigungspotenzial dieses Verlegungsrechts wesentlich.\r\nAls weitere kostendämpfend wirkende Möglichkeit könnte die Spitzenkappung ohne Netzaus-bauverpflichtung nach § 11 Abs. 2 EnWG zum Regelfall erklärt werden. Verteilnetzbetreiber mit nennenswerter Erzeugungsleistung könnten so alternativ zum Netzausbau selten vorkom-mende Einspeisespitzen in gewissem Umfang und gerade in einer Übergangsphase kurativ ab-regeln, anstatt das Netz „bis zum letzten ilowatt“ auszubauen\r\nDerzeit stellen langwierige und intransparente Vergabe- und Auskunftsprozesse für Netzan-schlüsse eines der größten Hemmnisse bei der Transformation unseres Energiesystems dar.\r\nDie Vorgaben aus der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie zur Auskunftspflicht von VNB über den Status von Netzanschlussbegehren und zu verfügbaren Netzanschlusskapazitäten sind zentral für die Beschleunigung von Netzanschlüssen.\r\nUm die angesprochenen Probleme beim Netzanschluss zu beheben, muss die nationale Um-setzung der Vorgaben nun zügig erfolgen, um Transparenz und Planbarkeit für alle Beteiligten zu erhöhen.\r\n5.2 Verbesserte Auslastung der bestehenden Netzinfrastruktur\r\nNeben Maßnahmen zur Kostendämpfung beim Netzausbau gibt es eine Reihe von Optionen zur besseren Nutzung des bereits bestehenden Stromnetzes: Eine Möglichkeit ist der zuneh-mende Einsatz von Hochtemperatur-Leiterseilen und Leiterseilmonitoring (LSM), die die Stromtransportkapazität maximieren und eine effizientere Nutzung der bestehenden Infra-struktur ermöglichen.\r\nDie abgestimmte Planung von Wind- und Photovoltaikausbau bildet ferner ein wirksames In-strument, um den Anstieg der Netzausbaukosten in Regionen mit starkem Zubau Erneuerba-rer Energien zu begrenzen Einen zentralen Ansatzpunkt stellt dabei die gezielte „Überbau ung“ von Netzanschlusskapazitäten insbesondere durch ein Pooling von ind- und Solaranla-gen dar, wie im Rahmen der Energierechtsnovelle von Februar 2025 rechtlich bereits angelegt „flexible Netzanschlussvereinbarungen“ adurch können bestehende Netzanschlusskapazi-täten künftig effizienter ausgelastet werden. Vorhabenträger für neue Wind- und PV-Projekte profitieren von Netzanschlüssen, die schneller und zu geringeren Kosten realisiert werden können. Wichtig ist hierbei, dass flexible Netzanschlussvereinbarungen nach 8a EEG und ins-besondere Modelle mit Überbauung auf Freiwilligkeit basieren und nicht zum Ausgangsmodell deklariert werden. Die gleichzeitige Nutzung der Netzkapazität durch mehrere Einspeiser sollte ausgeweitet werden, da so zusätzlicher Netzausbau eingespart werden kann.\r\nSeite 40 von 40\r\nDurch den beschleunigten Ausbau der Sektorkopplung, z. B. durch Power-to-Heat und Power-to-Gas, können Strommengen, die die üblichen Verbräuche oder Stromnetztransportkapazitä-ten übersteigen, in andere Infrastruktursysteme eingespeist werden. Erzeugungsnahe Ver-bräuche in Engpasssituationen könnten von Netzentgelten und Netzumlagen entlastet wer-den, wenn sie das Netz dauerhaft entlasten. Hierzu könnte als Beispiel das Instrument § 13k En G „Nutzen statt Abregeln“ vereinfacht und pragmatisch ausgestaltet werden, sodass es auf dieses Ziel einzahlt. Auch andere Flexibilitätsoptionen, wie Stromspeicher, können durch ökonomische Anreize im Fall einer netzdienlichen Fahrweise zur Entlastung des Stromnetzes beitragen. Geprüft werden sollte zudem, wie eine bessere Einbindung flexibler Lasten ins Eng-passmanagement zu einer effizienteren Engpassbehebung beitragen kann. Eine weitere Mög-lichkeit der Kostendämpfung ist die Erweiterung und Anwendung der Spitzenkappung nach § 11 Abs. 2 EnWG (ohne Netzausbauverpflichtung): VNB mit nennenswerter Erzeugungsleistung könnten so alternativ zum Netzausbau in gewissem Umfang Einspeisungen abregeln, um ein-speisebedingte Engpässe zu vermeiden. Die gesamte jährliche Abregelungsmenge kann dabei weiterhin begrenzt werden, z. B. auf drei Prozent der jährlichen Einspeisung je Anlage.\r\nAuch bei Verbrauchseinrichtungen gemäß § 14a EnWG könnte eine Spitzenglättung ohne Netzausbauverpflichtung eingeführt werden. Damit könnte der VNB auf entnahmebedingte Engpässe mit für den Kunden kaum merklichen Lastabregelungen reagieren und so weitere Instrumente für einen effizienten Netzbetrieb anwenden. Auch § 14c EnWG kann überarbeitet und mit einer flankierenden BNetzA-Festlegung zum Praxisbetrieb ermöglicht werden (Lastzu-schaltung und Lastabregelung). Eine Begrenzung der Beschaffungsvolumina kann helfen, „Gaming-Risiken“ zu minimieren\r\nAnsprechpartnerin\r\nDr. Ruth Brand-Schock\r\nFachgebietsleiterin Erneuerbare Energien\r\nTelefon: +49 30 3001991310\r\nruth.brand-schock@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-11-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021348","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer gesetzlichen Grundlage für Drohnenabwehr durch beliehene KRITIS-Betreiber","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c3/b3/658073/Stellungnahme-Gutachten-SG2512160040.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":"Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr als 2.000\r\nUnternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen 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, 90 Prozent\r\ndes Erdgasabsatzes, über 95 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\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\nBerlin, 15. Dezember 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nZum Regierungsentwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Luftsicherheitsgesetzes (LuftSiG)\r\nTransparenz-Register-ID des BDEW: 20457441380-38\r\nSeite 2 von 8\r\nInhalt\r\n1 Executive Summary ........................................................................................... 3 2 Vorbemerkung und Einordnung ......................................................................... 4\r\n3 Regelunglücken aus Sicht der Energie- und Wasserwirtschaft ............................. 6\r\n3.1 Rechtliche Grundlagen für Beleihung von Betreibern schaffen, damit diese selbst rechtssicher abwehren dürfen ............................................................. 6\r\n3.2 Rechtliche Grundlagen für den Einsatz zukunftssicherer Effektorik im Inland schaffen .......................................................................................................... 7\r\nSeite 3 von 8\r\n1 Executive Summary\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) begrüßt, dass die Bundesregierung die Drohnenabwehr mit der Gesetzesnovelle des Luftsicherheitsgesetzes weiterentwickelt und die Droh-nenabwehr damit als hoheitliche Aufgabe stärkt. In diesem Zusammenhang ist insbesondere begrü-ßenswert, dass der Entwurf den Einsatz wirksamerer Wirkmittel gegen Drohnen durch die Bundeswehr vorsieht. Die Erfahrungen aus der Ukraine zeigen aber, dass klassische Störsender gegenüber neuen Drohnentypen zunehmend an Wirkung verlieren.\r\nDennoch bleibt die zentrale Herausforderung bestehen: Weder Sicherheitsbehörden noch Bundes-wehr können an den weit verzweigten kritischen Energie- und Wasserinfrastrukturen flächendeckend präsent sein. Damit reichen erweiterte Befugnisse allein nicht aus, um der zunehmenden Bedrohung der kritischen Infrastrukturen durch unautorisierte Drohnen zu begegnen.\r\nFür die kritischen Infrastrukturen der Energie- und Wasserwirtschaft bleibt der Entwurf deshalb deut-lich hinter der tatsächlichen Bedrohungslage zurück: Die Regelungen sind faktisch auf Flughäfen be-grenzt, und zentrale Herausforderungen in der Fläche werden nicht adressiert. Es fehlt ein belastbares Konzept für Zuständigkeiten, Wirkmittel und Interventionsfähigkeit bei sehr kurzen Reaktionszeiten an hunderten dezentralen KRITIS-Standorten.\r\nDer BDEW fordert daher insbesondere:\r\n1.\r\nAufgrund der extrem kurzen Reaktionszeiten sollte der Bund die Installation und den Einsatz von Systemen mit einem hohen Automatisierungsgrad bei solchen Infrastrukturen mit hoher Kritikalität vor Ort in Erwägung ziehen, die durch andere Maßnahmen nicht gegen Drohnen ge-schützt werden können.\r\n2.\r\nSofern Systeme der Behörden oder der Bundeswehr nicht vor Ort installiert werden können und andere, den Betreibern selbst gemäß den gesetzlichen Anforderungen an angemessene Maß-nahmen gestattete Vorkehrungen zur Behandlung des Risikos nicht geeignet sind, sollte für die Betreiber die Möglichkeit bestehen, entweder selbst oder durch Dritte in ihrem Auftrag mit Befugnissen zur Drohnenabwehr beliehen zu werden. Die hieraus resultierenden Kosten sind so auszugestalten, dass für die Betreiber eine Kostenneutralität gewährleistet ist.\r\nHierfür bedarf es einer klarstellenden Regelung im Luftsicherheitsgesetz, die eine Beleihung von Betreibern kritischer Infrastrukturen der Energie- und Wasserwirtschaft oder Dienstleis-tern ermöglicht, um ihnen eine rechtssichere Grundlage für eigenständige Abwehrmaßnahmen gegen Drohnen zu verschaffen. Eine solche Möglichkeit der Beleihung darf jedoch nicht zu ei-ner gesetzlichen Verpflichtung der Betreiber zur Drohnenabwehr führen. Vielmehr sollte für die Beleihung die im Rahmen der Betreiber-Risikoanalyse identifizierte Fähigkeitslücke zwi-schen Betreiberpflicht gemäß KRITIS-Gesetzgebung und staatlicher Schutzpflicht maßgeblich sein. Durch die Möglichkeit einer Beleihung kann auch einer Erosion des staatlichen\r\nSeite 4 von 8\r\nGewaltmonopols entgegengewirkt werden. Zudem sind klare Regelungen zur Haftungsfreistel-lung der KRITIS-Betreiber sowie zur Übernahme etwaiger Haftungsrisiken durch den Staat er-forderlich.\r\n3.\r\nDarüber hinaus hat der Staat aufgrund seines Schutzauftrags die für Anschaffung und Weiter-entwicklung erforderlichen Investitionen zu tragen, gegebenenfalls auch aus dem Verteidi-gungshaushalt, da die betreffenden Infrastrukturen für Bevölkerung, Bundeswehr und NATO essenziell sind\r\n4.\r\nSchaffung der rechtlichen Grundlagen im Luftsicherheitsgesetz, die den rechtssicheren Einsatz zukunftssicherer Effektorik (Laser, High-Power-Microwave, geeignete kinetische Mittel) gegen neue Drohnentypen auch im Inland und – in klar begrenztem Rahmen – durch beliehene Betrei-ber ermöglicht. 2 Vorbemerkung und Einordnung\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) und seine Landesorganisationen vertre-ten über 2.100 Unternehmen der Strom-, Gas-, Wärme- sowie Wasser- und Abwasserwirtschaft in Deutschland. Die Mitgliedsunternehmen sichern rund 90 % des Strom- und über 95 % des Netzbetriebs sowie etwa 80 % der Trinkwasserversorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW begrüßt grundsätzlich das Ziel des Zweiten Gesetzes zur Änderung des Luftsicherheitsgeset-zes, die Abwehrfähigkeiten gegenüber Bedrohungen aus dem unbemannten Luftverkehr zu stärken und insbesondere den Schutz von Flughäfen und kritischen Infrastrukturen zu verbessern. Der Entwurf schärft Strafvorschriften, konkretisiert Zugangsregelungen zur Luftseite und erweitert die Befugnisse der Bundeswehr, im Rahmen der Amtshilfe gegen gefährdende Drohnen vorzugehen.\r\nDamit stärkt der Bund seine Fähigkeiten und Verantwortung bei der hoheitlichen Aufgabe Drohnenab-wehr\r\nDer BDEW begrüßt ausdrücklich, dass der Gesetzgeber die sicherheitspolitische Relevanz der Drohnen-bedrohung anerkennt und der Bundeswehr die Möglichkeit eröffnen will, im Einzelfall auch bisher nicht zugelassene oder praktisch kaum einsetzbare Effektorik gegen Drohnen zu verwenden. Dies ist ein not-wendiger Schritt, um auf die technische Weiterentwicklung und Professionalisierung von Drohnenan-griffen zu reagieren.\r\nSeite 5 von 8\r\nAus Sicht der Energie- und Wasserwirtschaft sind insbesondere folgende Aspekte des Entwurfs positiv zu würdigen:\r\n•\r\nDie klare sicherheitspolitische Einordnung der Drohnenbedrohung und das Ziel, Abwehrfähig-keiten gegenüber Angriffen auf Flughäfen zu stärken und die Drohnenabwehr als hoheitliche Aufgabe weiter rechtlich zu verankern.\r\n•\r\nDie Einführung des Straftatbestands für das vorsätzliche, unberechtigte Eindringen in die Luft-seite von Flughäfen; eine vergleichbare Regelung sollte es auch für die kritischen Infrastruktu-ren der Energie- und Wasserwirtschaft geben.\r\n•\r\nDie vorgesehene Erweiterung der Befugnisse der Bundeswehr, im Rahmen der Amtshilfe Waf-fengewalt gegen Drohnen anzuwenden und damit auch leistungsfähige Effektorik einzubinden.\r\nDiese Schritte tragen dazu bei, die Abwehrfähigkeit des Staates gegenüber der akuten Drohnenbedro-hung zu erhöhen und sind ein wichtiger Ausgangspunkt für eine umfassendere Neuausrichtung der Drohnenabwehr.\r\nGleichwohl zeigt die aktuelle Bedrohungslage – insbesondere mit Blick auf autonome Systeme, Glasfa-ser-gelenkte Plattformen und die Möglichkeit koordinierter Drohnenschwärme –, dass die Novelle den Schutz der kritischen Infrastrukturen der Energie- und Wasserwirtschaft in der Fläche noch nicht in hin-reichendem Umfang adressiert. Genau diese Infrastrukturen stehen aber schon heute im Fokus unauto-risierter Drohnenüberflüge.\r\nDie Regelungen des Entwurfs sind in ihrer operativen Wirkung primär auf Flughäfen und den klassischen Luftverkehr ausgerichtet.\r\nFür dezentrale Anlagen wie Umspannwerke, Leitungsnetze, Speicher, Wasserwerke, Talsperren oder Ab-wasseranlagen fehlen konkrete Möglichkeiten zur Drohnenabwehr. Angesichts der langen Leitungstras-sen, der Vielzahl verteilter Anlagen und der Bedeutung dieser Strukturen für Versorgungssicherheit und gesamtstaatliche Resilienz entsteht hier eine erhebliche Schutzlücke.\r\nSicherheitsbehörden und Bundeswehr können allein schon aus Kapazitätsgründen keinen flächende-ckenden Schutz für die kritischen Infrastrukturen in der Fläche gewährleisten. Es bedarf daher ergänzen-der rechtlicher sowie betriebliche Lösungen, die die räumliche Nähe, die technische Expertise und die Verantwortung der Betreiber stärker einbinden.\r\nInsbesondere bei den extrem kurzen Interventionszeiten bei der Drohnenabwehr können die Betreiber kritischer Infrastrukturen nicht auf die Polizeien oder die Bundeswehr warten. Deshalb müssen diese in begründeten Ausnahmefällen und auf ihr Ersuchen hin rechtlich so gestellt werden, dass sie selbst Droh-nen rechtssicher abwehren dürfen.\r\nSeite 6 von 8\r\n3 Regelunglücken aus Sicht der Energie- und Wasserwirtschaft\r\n3.1 Rechtliche Grundlagen für Beleihung von Betreibern schaffen, damit diese selbst rechtssicher abwehren dürfen\r\nDie Abwehr von Drohnen – insbesondere deren Störung, Abschuss oder Zerstörung – sollte grundsätz-lich eine hoheitliche Aufgabe bleiben. Zugleich erfordert der Schutz kritischer Infrastrukturen in der Fläche ein Instrument, das es ermöglicht, Betreiber mit den hierfür notwendigen hoheitlichen Befugnis-sen auszustatten.\r\nHierfür sollte im Luftsicherheitsgesetz eine ausdrückliche Beleihungsoption für Betreiber kritischer Inf-rastrukturen verankert werden. Eine solche Beleihung hätte folgende Grundzüge:\r\n•\r\nSie erfolgt auf ausdrückliches Ersuchen der Betreiber und ist auf klar definierte Fälle beschränkt, die sich aus den Risikoanalysen der KRITIS-Betreiber ergeben, in denen die staatlichen Kräfte nicht rechtzeitig oder nicht ausreichend vor Ort verfügbar sind. Es darf sich aus dieser Belei-hungsoption aber keine allgemeine und grundsätzliche Pflicht zur Drohnenabwehr für die Be-treiber ergeben.\r\n•\r\nBeliehene Betreiber handeln unter strenger Rechts- und Fachaufsicht der zuständigen Behörden und innerhalb eines genau festgelegten Aufgaben- und Befugnisrahmens.\r\n•\r\nDer Einsatz zulässiger Effektorik, räumliche Wirkbereiche, Sicherheitsgrenzen, Dokumentations-pflichten sowie Kontroll- und Berichtslinien werden gesetzlich und durch Beleihungsakte präzise geregelt.\r\nEine solche Ausgestaltung wahrt das staatliche Gewaltmonopol, erhöht jedoch die Reaktionsfähigkeit im Bedrohungsfall und trägt zu einem belastbaren Schutzniveau in der Fläche bei.\r\nDie Beleihung ist im deutschen Verwaltungsrecht eines von mehreren Instrumenten zur Übertragung bestimmter hoheitlicher Aufgaben auf juristische Personen des Privatrechts unter staatlicher Aufsicht (Rechts- und Fachaufsicht). Eine Beleihung setzt die Übertragung einer konkreten hoheitlichen Aufgabe oder Befugnis durch oder aufgrund eines Gesetzes voraus. Es braucht also eine explizite gesetzliche Grundlage, die beschränkt ist auf eine spezielle Zuständigkeit. Vergleichbare Modelle existieren bereits in der Luftsicherheit: So eröffnet § 16a Luftsicherheitsgesetz (LuftSiG) die Möglichkeit, Aufgaben des Sicherheitsbereichs an private Luftsicherheitsunternehmen zu übertragen, die dann unter hoheitlicher Aufsicht tätig werden. Eine Beleihung ermöglicht auch die Ausübung hoheitlicher Gewalt.\r\nNur so lässt sich eine schnelle, flächendeckende und zugleich verantwortbare Drohnenabwehr für kriti-sche Infrastrukturen in Deutschland sicherstellen.\r\nEin zentraler Baustein für eine Beleihung sind dabei vordefinierte Sicherheitsgrenzen. Dazu gehört ins-besondere die Einrichtung von Gebieten mit Flugbeschränkungen über KRITIS-Anlagen, die in U-Space-\r\nSeite 7 von 8\r\nSysteme integriert und durch Geo-Fencing in allen marktüblichen Drohnensystemen technisch abgebil-det werden müssen. Damit wäre rechtlich klargestellt, dass jede nicht autorisierte Drohne in diesem Bereich unzulässig ist und automatisierte Abwehrmaßnahmen gegen solche Ziele legitim ausgelöst wer-den könnten. Weitere Sicherheitsgrenzen betreffen die eindeutige Zielidentifikation durch Sensorfusion, die räumliche Eingrenzung des Abwehrbereichs, die Beschränkung auf verhältnismäßige Wirkmittel so-wie die Verpflichtung zu Fail-Safe-Mechanismen und lückenloser Protokollierung aller Maßnahmen.\r\nMit einer Beleihung der KRITIS-Betreiber durch den Staat stellt sich zugleich die Frage nach Haftung und Versicherbarkeit. Derzeit riskieren Betreiber zivilrechtliche Haftungsansprüche von Dritten, wenn Ab-wehrmaßnahmen unzulässig oder fehlerhaft ausgelöst werden.\r\nBeliehene haften hingegen nach außen nicht selbst, vielmehr findet eine Haftungsüberleitung auf den Staat statt. Geschädigte müssen ihre Ansprüche nach den Grundsätzen der Amtshaftung nach Art. 34 Grundgesetz (GG) in Verbindung mit § 839 BGB geltend machen.\r\nEs stellt sich aber die Frage nach den Rückgriffsmöglichkeiten des Staates gegenüber dem Beliehenen. Das Haftungsprivileg von Beamten (Artikel 34 Satz 2 GG: Rückgriff nur bei Vorsatz oder grober Fahrläs-sigkeit) greift nicht. Deshalb braucht es eine entsprechende Freistellung im Gesetz oder Vertrag.\r\nFür die Betreiber kritischer Infrastrukturen ermöglicht dies, dass sie im Rahmen einer Beleihung rechts-sicher agieren könnten, ohne unkalkulierbare persönliche oder unternehmerische Haftungsrisiken tra-gen zu müssen. Damit würde zugleich die Versicherbarkeit des Einsatzes von Drohnenabwehrsystemen gewährleistet und die notwendige Planungssicherheit geschaffen, ohne das staatliche Gewaltmonopol in Frage zu stellen.\r\n3.2 Rechtliche Grundlagen für den Einsatz zukunftssicherer Effektorik im Inland schaffen\r\nDie Novelle setzt bei der Effektorik im Kern auf eine erweiterte Nutzungsmöglichkeit durch die Bundes-wehr. Angesichts der technologischen Entwicklung ist jedoch ein abgestufter Wirkmittelverbund erfor-derlich, der alle relevanten Akteure – auch die beliehenen KRITIS-Betreiber - einbindet.\r\nFür einen wirksamen Schutz kritischer Infrastrukturen im Inland muss sichergestellt werden, dass mo-derne Effektorik unter klar definierten rechtlichen und technischen Voraussetzungen eingesetzt werden kann. Hierzu zählen insbesondere Laser-Systeme, High-Power-Microwave-Systeme (HPM) und geeig-nete kinetische Effektorik. Diese Mittel sind erforderlich, um autonome Drohnen, Glasfaser-gelenkte Systeme und Drohnenschwärme, die klassischen funkbasierten Maßnahmen weitgehend entzogen sind, effektiv bekämpfen zu können.\r\nHochwirksame kinetische Mittel mit erheblicher Kollateralschadensgefahr sollten ausschließlich den staatlichen Kräften vorbehalten bleiben. Für weniger eingriffsintensive Systeme – etwa Laser, HPM-Sys-teme und nicht-explosive kinetische Mittel – sollte eine Nutzung durch beliehene Betreiber im klar ab-gegrenzten Rahmen ermöglicht werden. Voraussetzung ist eine präzise gesetzliche Regelung,\r\nSeite 8 von 8\r\neinschließlich einer angepassten strafrechtlichen Bewertung und telekommunikationsrechtlicher Klar-stellungen für den Einsatz elektromagnetischer Wirkmittel."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-12-15"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021490","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zu Paragraph 25a VwVfG im Rahmen des Gesetzes zum Bürokratierückbau","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/08/62/662137/Stellungnahme-Gutachten-SG2512190015.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":"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\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. 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November 2025\r\nStellungnahme: Regelungen zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung im Entwurf eines Gesetzes für den\r\nBürokratierückbau im Bereich des Bundesministeriums des Innern\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 8\r\nInhalt\r\n1 Allgemeine Anmerkungen zu den Regelungen zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung .......................................................................... 2\r\n2 Verschärfung des Zeitpunktes der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung vermeiden ................................................................................................. 4\r\n3 Übermittlung des „wesentlichen Inhalts“ streichen .................................... 5\r\n4 Form der Bekanntgabe beibehalten ........................................................... 6\r\n5 Eingrenzung des Anwendungsbereiches der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung .......................................................................... 7\r\n1 Allgemeine Anmerkungen zu den Regelungen zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung\r\nIn dem Entwurf eines Gesetzes für den Bürokratierückbau im Bereich des Bundesministeriums des Innern wird die bisherige Regelung zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung (bisher § 25 Abs. 3 VwVfG) in einen eigenen Paragrafen überführt (§ 25a neu VwVfG). Wie bisher sieht die Regelung vor, dass die Behörde in Verwaltungsverfahren des Bundes über Vorhaben, die nicht nur unwesentliche Auswirkungen auf die Belange einer größeren Zahl von Dritten haben, da-rauf hinwirkt, dass der Vorhabenträger eine frühe Öffentlichkeitsbeteiligung durchführt.\r\nDie mit dem Entwurf verbundenen inhaltlichen Änderungen verfolgen insbesondere das Ziel, die Möglichkeit zu schaffen, dass Ergebnisse aus einer frühen Öffentlichkeitsbeteiligung ein-heitlich, standardisiert und maschinenlesbar dokumentiert und damit als abschließend erho-ben gelten. Mit der im Entwurf des Bürokratierückbaugesetzes vorgesehenen Übermittlung des „wesentlichen Inhalts” der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung wird diese Dokumentations-anforderung erweitert und zugleich ein unbestimmter Rechtsbegriff eingeführt. Hintergrund des Gesetzentwurfes ist die im November 2023 in der Ministerpräsidentenkonfe-renz im „Pakt für Planungs-, Genehmigungs- und Umsetzungsbeschleunigung zwischen Bund und Ländern“ beschlossene Stärkung der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung. Nach der Verein-barung im Pakt sollen die Länder entsprechend bei den Landesverwaltungsverfahrensgesetzen vorgehen. Die Integration des § 25a VwVfG in das Bürokratierückbaugesetz ändert an diesem\r\nStellungnahme: Regelungen zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung im Entwurf eines Gesetzes für den\r\nBürokratierückbau im Bereich des Bundesministeriums des Innern\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 8\r\ngesetzgeberischen Hintergrund nichts, führt allerdings zu einer breiteren Einbettung der Vor-schrift im Rahmen eines umfassenden Vereinfachungspaketes.\r\nDer BDEW unterstützt grundsätzlich das Ziel der Neuregelung, einen weiteren Schritt in Rich-tung Digitalisierung des Verwaltungsverfahrens zu gehen. Auch das Anliegen, mithilfe einer guten Öffentlichkeitsbeteiligung mehr Akzeptanz für neue Energievorhaben zu schaffen, ist seit Langem ein Ziel und tägliches Geschäft der Mitgliedsunternehmen des BDEW. Bei jeder gesetzlichen Neuregelung sollten allerdings die Funktion der frühen Öffentlichkeitsbeteili-gung im Verwaltungsverfahren und die tatsächlichen Möglichkeiten einer Akzeptanzsteige-rung im Blick behalten werden.\r\n➢\r\nAuf eine Ausweitung und erhöhte Verbindlichkeit der Anforderungen an die frühe Öf-fentlichkeitsbeteiligung sollte verzichtet werden. Letztlich ist es im Interesse des Vorha-benträgers, die Öffentlichkeit in geeigneter Form frühzeitig einzubinden und die Akzep-tanz zu steigern, um auch ggf. umstrittene Projekte erfolgreich umzusetzen. Eine Infor-mation und Beteiligung von Betroffenen bereits frühzeitig noch vor Antragstellung kann in einigen Fällen dazu führen, mehr Akzeptanz für das Vorhaben zu schaffen. Diese Hoffnung erfüllt sich jedoch keinesfalls regelmäßig. Da ein entsprechender Verfahrens-schritt richtigerweise ohne rechtliche Konsequenz bleibt, muss es auch in Zukunft un-bedingt in der Entscheidungshoheit des Vorhabenträgers verbleiben, ob und in wel-chem Umfang sich der zusätzliche personelle, finanzielle und zeitliche Aufwand lohnt. Die bereits mit dem § 25 Abs. 3 VwVfG im Jahr … geschaffene Verrechtlichung eines entsprechenden Verfahrensschrittes war daher weder erforderlich, noch hat sie aus Sicht der BDEW-Mitglieder substanzielle Vorteile in den Verfahren gebracht. Im Gegen-zug führt die Regelung dazu, dass zusätzlicher Aufwand bei der Behörde entsteht, die die „Hinwirkenspflicht“ der Regelung ausfüllen muss. Der Vorhabenträger ist, um eine rechtskonforme frühe Öffentlichkeitsbeteiligung durchzuführen, gehalten, seine im We-sentlichen der Öffentlichkeitsarbeit dienenden Maßnahmen an den Vorgaben des\r\nVwVfG zu orientieren\r\n, rechtliche Prüfungen zu veran-lassen und Berichte zu schreiben, obwohl die frühe Öffentlichkeitsbeteiligung im weiteren Verfahren zu\r\nRecht ohne rechtliche\r\nFolgen bleibt und die Regelung daher rein empfehlenden Charak-ter hat. Die Anpassung der Regelung verursacht insofern sogar zusätzlich einen Mehr-aufwand. Echter Bürokratierückbau würde daher letztlich eine Streichung der Regelun-gen zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung erfordern.\r\n➢\r\nIn vielen Verfahren führen die BDEW-Mitgliedsunternehmen eine frühzeitige Unterrich-tung durch. Dabei erfüllen die Vorhabenträger in der Regel die Anforderungen auch des neuen § 25a VwVfG-E in der Praxis bereits jetzt regelmäßig. Allerdings werden die\r\nStellungnahme: Regelungen zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung im Entwurf eines Gesetzes für den\r\nBürokratierückbau im Bereich des Bundesministeriums des Innern\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 8\r\nBeteiligungen\r\nunbürokratischer gehandhabt, als es die Neuregelung vorsieht. So wer-den bspw. freiwillige Infoveranstaltungen in betroffenen Gemeinden angeboten. Diese Formen der Information und Beteiligung sollten unbedingt auch weiter den Anforde-rungen des VwVfG genügen.\r\n➢\r\nAus der Sicht eines Vorhabenträgers ist es richtig, dass die konkrete Form der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung dem Vorhabenträger oder dem Projektentwickler überlassen ist. Daher ist eine gesetzliche Normierung nicht erforderlich. Der bisherige Text des § 25 Abs. 3 VwVfG lässt in diesem Sinne richtigerweise Art und Umfang der Unterrich-tung durch den Vorhabenträger weitgehend offen. Mit der vorgeschlagenen Neurege-lung würde die frühzeitige Öffentlichkeitsbeteiligung stärker formalisiert. Dass die Neu-gestaltung der Norm innerhalb eines Bürokratierückbaugesetzes erfolgt, verstärkt diesen Widerspruch. Während das Gesetzespaket insgesamt Entlastungen bewirken soll, führt § 25a VwVfG-E zusätzliche Dokumentations- und Abgrenzungspflichten ein.\r\n➢\r\nDaneben birgt die neue Regelung auch die Gefahr neuer Rechtsunsicherheiten. Unklar ist vor allem, angesichts der Zielformulierung im Pakt, die frühe Öffentlichkeitsbeteili-gung zu stärken, ob mit der Neustrukturierung der Regelung letztlich auch eine Ver-schärfung gewollt ist.\r\nKritisch sind unter diesen Aspekten die folgenden Punkte:\r\n2 Verschärfung des Zeitpunktes der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung vermeiden\r\nDurch § 25a Abs. 1 S. 1 VwVfG-E wird der Zeitpunkt der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung ver-schärft. Anders als in der bisherigen Fassung, wonach die frühe Öffentlichkeitsbeteiligung „möglichst bereits vor Stellung eines Antrages stattfinden“ sollte, legt der Entwurfstext jetzt nahe, dass sie nun regelmäßig vor Antragstellung stattfinden muss. Durch die Verschärfung des Zeitpunktes werden solche Fälle der Praxis nicht berücksichtigt, in denen sich das Erfor-dernis einer frühen Öffentlichkeitsbeteiligung überhaupt erst nach Antragstellung herausstellt, etwa wenn Vorhabenträger und Behörde unterschiedliche Auffassung dazu haben, ob das Vorhaben nicht nur unwesentliche Auswirkungen auf Dritte haben kann (z. B., wenn man diese Bewertung an das Ergebnis einer durchgeführten UVP-VP knüpft).\r\nZwar ist die Motivation, die Durchführung einer frühen Öffentlichkeitsbeteiligung auf den Zeit-raum vor der Antragstellung zu begrenzen, aus Gesichtspunkten der Klarheit und der Zweck-haftigkeit ersichtlich. Unter dem Gesichtspunkt der Akzeptanzförderung ist die frühe Öffent-lichkeitsbeteiligung nach Stellung des Antrages nicht der ideale Zeitpunkt. Allerdings werden durch die Verschärfung des Zeitpunktes solche Fälle der Praxis nicht berücksichtigt, in denen sich das Erfordernis einer solchen frühen Öffentlichkeitsbeteiligung überhaupt erst nach\r\nStellungnahme: Regelungen zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung im Entwurf eines Gesetzes für den\r\nBürokratierückbau im Bereich des Bundesministeriums des Innern\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 8\r\nAntragstellung herausstellt, etwa wenn Vorhabenträger und Behörde unterschiedliche Auffas-sung dazu haben, ob das Vorhaben nicht nur unwesentliche Auswirkungen auf Dritte haben kann (z. B., wenn man diese Bewertung an das Ergebnis einer durchgeführten UVP-VP knüpft). Die Möglichkeit einer späteren frühen Öffentlichkeitsbeteiligung sollte daher zumindest nicht kategorisch ausgeschlossen werden. Hier geht es auch darum, Flexibilitäten in der Praxis zu erhalten und nicht einzuengen.\r\nDaher ist es nach Einschätzung des BDEW sinnvoller, die alte Formulierung „möglichst vor An-tragstellung“ beizubehalten.\r\nLösungsvorschlag:\r\n(1) Die Behörde wirkt darauf hin, dass der Träger bei der Planung von Vorhaben, die nicht nur unwesentliche Auswirkungen auf die Belange einer größeren Zahl von Dritten haben können, bereits frühzeitig, vor möglichst vor Stellung des Antrages, die betroffene Öffentlichkeit betei-ligt (frühe Öffentlichkeitsbeteiligung).\r\n3 Übermittlung des „wesentlichen Inhalts“ streichen\r\n§ 25a Abs. 3 S. 1 VwVfG-E verlangt, dass nicht mehr nur das Ergebnis der frühen Öffentlich-keitsbeteiligung durch den Vorhabenträger an die Behörde übermittelt werden soll, sondern darüberhinausgehend auch deren „wesentlicher Inhalt“. Die frühe Öffentlichkeitsbeteiligung soll ausweislich der Entwurfsbegründung zwei wesentlichen Zwecken dienen:\r\n-\r\nSie soll dem Vorhabenträger ermöglichen, seinen eigenen Antrag zu optimieren und\r\n-\r\nsie soll der zuständigen Behörde die erforderliche eigene Amtsermittlung erleichtern.\r\nObwohl der „wesentliche Inhalt“ der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung grundsätzlich diese Ziele befördern kann, führt die Pflicht zu seiner Übermitt-lung zu einer unangemessenen Belastung, weil sie den Vor-habenträger zwingt, bereits in einem rechtlich folgenlosen, informellen Stadium eine quasi förmliche Dokumentations- und Bewertungstätigkeit zu er-bringen. Die Ermittlung des „wesentlichen Inhalts“ erfordert eine systematische Auswertung, Strukturierung und verdichtende Darstellung sämtlicher Beiträge der Öffentlichkeit. Diese Tä-tigkeit entspricht einem prüfenden und bewertenden Arbeitsschritt, der typischerweise erst im förmlichen Antrags- und Ermittlungsverfahren anfällt. Da der Begriff des „wesentlichen In-halts“ zudem unbestimmt ist, entsteht für Vorhabenträger ein Risiko falsch verstandener Pflichten. Aus Vorsicht wird in der Praxis dann häufig zu viel dokumentiert – was die Belastung weiter erhöht, ohne dass dies den Verfahrenszweck fördert. Damit entsteht eine\r\nStellungnahme: Regelungen zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung im Entwurf eines Gesetzes für den\r\nBürokratierückbau im Bereich des Bundesministeriums des Innern\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 8\r\nunangemessene Belastung ohne verfahrensrechtlichen Mehrwert. Vor diesem Hintergrund ist nicht nachvollziehbar, warum die Mitteilung um „wesentliche Inhalte“ der frühen Öffentlich-keitsbeteiligung ergänzt werden soll. Daher sollte diese Ergänzung nach Ansicht des BDEW ge-strichen werden.\r\n4 Form der Bekanntgabe beibehalten\r\nUm weitere Unklarheiten und unnötigen Aufwand zu vermeiden, schlägt der BDEW zudem vor, im § 25a Abs. 3 VwVfG-E einerseits klarzustellen, dass die Übermittlung des Ergebnisses der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung in einem elektronischen Format ausschließlich bei der Behörde gelten soll. Andererseits muss auch die geübte Praxis der Mitteilung durch Übermitt-lung des Antrages an die Behörde und durch Offenlegung der Antragsunterlagen Berücksichti-gung finden.\r\nBisher regelte § 25 Abs. 3 S. 4 VwVfG, dass das Ergebnis der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung der Öffentlichkeit sowie der Behörde spätestens mit Antragstellung mitgeteilt werden soll. Dies ermöglichte, dass durch Stellung des Antrages die Ergebnisse der frühen Öffentlichkeits-beteiligung mitgeteilt werden konnten und die Öffentlichkeit dies im Rahmen der Offenlage des Antrages einsehen und überprüfen konnte.\r\nDemgegenüber teilt der § 25a Abs. 3 VwVfG-E die „Übermittlung“ des Inhaltes und des Ergeb-nisses der Beteiligung an die Behörde einerseits und die „Mitteilung“ an die betroffene Öf-fentlichkeit sprachlich auf. Diese Formulierung suggeriert, dass der Vorhabenträger nun zwei separate Handlungen vornehmen muss, um den Anforde-rungen des § 25a Abs. 3 VwVfG-E gerecht zu werden. Ist der Entwurf so zu verstehen, dass der Vorhabenträger der Öf-fentlichkeit durch eine eigenständige Mitteilung das Ergebnis der Beteiligung übermitteln muss, stellt sich das Problem, in welcher Art und Weise dies zu erfolgen hat.\r\nDas führt zu weiteren Unklarheiten: Aus dem Entwurf geht nicht eindeutig hervor, in welcher Form die Ergebnisse der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung der Öffentlichkeit mittgeteilt wer-den sollen. Sinnvoll wäre es aus Sicht des BDEW, wenn sich die Öffentlichkeit im Rahmen der formellen Öffentlichkeitsbeteiligung informieren kann. Eine entsprechende Klarstellung sollte im Gesetzestext aufgenommen werden.\r\nDer BDEW schlägt folgende Anpassungen vor:\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n(3) Der Vorhabenträger soll\r\nden wesentlichen Inhalt und das abschließende Ergebnis der frü-hen Öffentlichkeitsbeteiligung\r\nStellungnahme: Regelungen zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung im Entwurf eines Gesetzes für den\r\nBürokratierückbau im Bereich des Bundesministeriums des Innern\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 8\r\n1. in einem verkehrsüblichen elektronischen Format unverzüglich, spätestens mit der Antrag-\r\nstellung, an die Behörde übermitteln und 2. der betroffenen Öffentlichkeit mitteilen. Die Mitteilung kann durch die Offenlegung des Antrages erfolgen.\r\n(…)\r\n5 Eingrenzung des Anwendungsbereiches der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung\r\nDer BDEW empfiehlt aus Rechtssicherheitsgründen und aus Gründen der Verfahrensökonomie den Anwendungsbereich deutlicher einzugrenzen.\r\nDer auch bislang uneindeutige Anwendungsbereich der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung wird durch den neuen § 25a VwVfG-E nicht konkretisiert. Nach § 25 Abs. 3 VwVfG und nach dem diesbezüglich gleichlautenden § 25a Abs. 1 VwVfG-E soll die frühe Öffentlichkeitsbeteiligung bei Vorhaben möglich sein, „deren Auswirkungen nicht unwesentlich für die Belange einer größeren Zahl von Dritten sein könnten“. Die Regelung soll schon nach der Gesetzesbegrün-dung zu § 25 Abs. 3 VwVfG nur Großvorhaben – etwa planfeststellungspflichtige Vorhaben – erfassen. Die Regelung ist allerdings wenig konkret formuliert, so dass in der Praxis immer wieder Fragen zum Anwendungsbereich aufkommen. Gerade für die zeitliche und kommuni-kative Planung der Vorhabenträger ist das hinderlich.\r\nEine Eingrenzung sollte zumindest dahingehend erfolgen, die Hinwirkungspflicht der Behörde auf eine frühe Öffentlichkeitsbeteiligung mindestens für solche Vorhaben auszuschließen, für die es auch keiner formalen Öffentlichkeitsbeteiligung bedarf. Dafür sprechen mehrere Gründe:\r\n\r\nZum einen wird so der Anwendungsbereich nachvollziehbar eingegrenzt, wodurch so-wohl Vorhabenträger als auch Behörden abschätzen können, ob eine frühe Öffentlich-keitsbeteiligung durchgeführt werden kann. Mangels Konkretisierung des Anwendungs-bereiches können Vorhabenträger derzeit nicht abschätzen, ob sie zur Durchführung ei-ner frühen Öffentlichkeitsbeteiligung aufgefordert werden könnten.\r\n\r\nFür die Begrenzung des Anwendungsbereiches sprechen zudem verfahrensökonomische Gründe. Das Verfahren würde anderenfalls für Vorhaben unnötig in die Länge gezogen und verkompliziert, für die es an den Voraussetzungen für eine formale Öffentlichkeits-beteiligung mangelt.\r\nStellungnahme: Regelungen zur frühen Öffentlichkeitsbeteiligung im Entwurf eines Gesetzes für den\r\nBürokratierückbau im Bereich des Bundesministeriums des Innern\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 8\r\nFormulierungsvorschlag:\r\n(1) Die Behörde wirkt darauf hin, dass der Träger bei der Planung von Vorhaben, die nicht nur unwesentliche Auswirkungen auf die Belange einer größeren Zahl von Dritten haben können, bereits frühzeitig vor Stellung des Antrages die Betroffenen beteiligt (frühe Öffentlichkeitsbe-teiligung). Nur unwesentliche Auswirkungen auf die Belange einer größeren Zahl von Dritten haben insbesondere solche Vorhaben, für die kein formelles Beteiligungsverfahren erforder-lich ist."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-12-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0021851","regulatoryProjectTitle":"Anpassungsvorschläge zur Konsultation zur Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes im Jahr 2026","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9b/28/677273/Stellungnahme-Gutachten-SG2601050004.pdf","pdfPageCount":40,"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\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\nBerlin, 19. Dezember 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nBMWE-Marktkonsultation zur Reform des WindSeeG im Jahr 2026\r\nVersionsnummer: 1\r\nSeite 2 von 40\r\nInhaltsverzeichnis\r\nKurzfassung ......................................................................................................................... 3\r\nAntworten zu den Konsultationsfragen ............................................................................... 5\r\n1. Kosteneffizienz und Synchronisierung ....................................................................... 5\r\n1.1. Optimierung ..................................................................................................... 5\r\n1.2. Wasserstoff ..................................................................................................... 10\r\n2. Marktintegration und Ausschreibungen.................................................................. 21\r\n1.1 Gebotsverfahren ............................................................................................ 21\r\n1.2 Absicherung .................................................................................................... 27\r\n1.3 Qualitative Kriterien ....................................................................................... 31\r\n1.4 Sicherheiten und Pönalen .............................................................................. 37\r\nSeite 3 von 40\r\nKurzfassung\r\nDer BDEW unterstützt die gemeinsame Umsetzung der in der Marktkonsultation beschriebe-nen Optimierungsmaßnahmen als Gesamtpaket (siehe Kapitel 1.1.), um volkswirtschaftliche Effizienzpotentiale mittel- und langfristig zu heben und gleichzeitig den weiteren Offshore-Wind-Ausbau durch Contracts-for-Difference (CfD)-Absicherung erfolgreich fortsetzen zu kön-nen. Dabei ist es wichtig, dass die Energieerträge pro investiertem Euro anstelle der reinen in-stallierten Kapazitäten in den Fokus der Flächenentwicklungsplanung und Flächenausschrei-bung gerückt werden.\r\nZudem begrüßt der BDEW auch die Adressierung der Offshore-Elektrolyse, da sie das Poten-zial hat, langfristig zur Wasserstoffversorgung und Kosteneffizienz im Offshore-Ausbau beizu-tragen, sofern zeitnah die Rahmenbedingungen für deren Hochlauf geschaffen werden.\r\nDie in der Konsultation aufgezeigten Vorschläge für eine höhere Sofortzahlung im Fall von Ge-boten auf Zahlungsbereitschaft sowie die Angleichung und gebotsspezifischere Ausgestaltung der Sicherheiten unabhängig von der Flächenart gehen in die richtige Richtung.\r\nAus Sicht des BDEW ist die direkte Vergabe von indexierten zweiseitigen CfDs für die auszu-schreibenden Flächen kurz- und mittelfristig zwingend notwendig, um die Realisierungswahr-scheinlichkeit, Investitionssicherheit und Akteursvielfalt dauerhaft sicherzustellen, die Finan-zierungskosten zu senken, wettbewerbsfähige Strompreise zu ermöglichen, die Planbarkeit für die Lieferkette zu erhöhen sowie das derzeitige risikobehaftete Ausschreibungsdesign zu er-setzen. Zugleich werden CfDs auch dazu beitragen, den deutschen Offshore-Wind-Markt im europäischen und internationalen Vergleich dauerhaft attraktiv zu halten. Dies muss bei der Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns (und aller Aspekte der Marktkonsultation) unbe-dingt mitbedacht werden. Ein möglicher deutscher Sonderweg kann aufgrund der internatio-nal aufgestellten Offshore-Wind-Industrie zu einer Verschiebung von Aktivitäten und Investiti-onen in andere Offshore-Wind-Märkte mit besseren Konditionen führen und damit die deut-schen Ausbauziele und die Akteursvielfalt gefährden.\r\nDaher sollten aus Sicht des BDEW folgende Aspekte bei der anstehenden WindSeeG-Reform unbedingt umgesetzt werden:\r\n›\r\nEs sollten alle oder mindestens ein großer Teil der jährlich auszuschreibenden zentral voruntersuchten und nicht zentral voruntersuchten Flächen durch ein ausschließlich CfD-basiertes Gebotsverfahren vergeben werden, da es aus unserer Sicht das beste Modell ist, um den Offshore-Wind-Ausbau für alle Seiten planbar, erfolgreich und kos-teneffizient fortzusetzen. Das „Entweder-oder-Verfahren“, das aus unserer Sicht mit mehreren Nachteilen verbunden ist, sollte – wenn überhaupt – nur für einen Teil der jährlich zu vergebenden Flächen angewandt werden.\r\nSeite 4 von 40\r\n›\r\nEine geeignete sektorspezifische Indexierung auf den Zuschlagswert des CfD sollte ein-geführt werden, um die Projekte gegenüber kaum beeinflussbare Kostenveränderun-gen mindestens für den Zeitraum zwischen Ausschreibung und Investitionsentschei-dung abzusichern.\r\n›\r\nEine gleitende Pönalisierung und ein Neuausschreibungsmechanismus für den uner-wünschten Fall der Nichtrealisierung eines OWP sollten eingeführt und der Pflicht-Zu-schlagswiderruf sollte abgeschafft werden (siehe BDEW-Positionspapier 2025).\r\nZudem wurden mehrere wichtige Maßnahmen in der aktuellen Konsultation nicht berück-sichtigt, die aus Sicht des BDEW unbedingt in die anstehende WindSeeG-Reform zur Steige-rung der Kosteneffizienz einfließen sollten:\r\n›\r\nDer koordinierte Weiterbetrieb von bestehenden Offshore-Windparks (OWPs) und Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) über ihre ursprüngliche Betriebszeit von 25 Jahren hinaus sollte ermöglicht werden, um Systemkosten sowie Umwelteingriffe zu reduzieren und die Stromerträge zu erhöhen (siehe Fraunhofer IWES 2025). Frühzeitige Entscheidungen diesbezüglich sind notwendig, um optimierte Wartungskonzepte, ein effizientes, langfristig ausgerichtetes Ersatzteilmanagement und eine effiziente Netz-entwicklungsplanung zu ermöglichen.\r\n›\r\nDer Betriebszeitraum für zukünftige OWPs und ONAS sollte von 25 auf 35 Jahre verlän-gert werden, um die Kosteneffizienz und Umweltverträglichkeit zu steigern. Vorausset-zung hierfür ist, dass die regulatorischen Rahmenbedingungen u.a. bezüglich der Finan-zierung der ONAS und des Entschädigungsregimes im EnWG entsprechend zeitnah an-gepasst werden. Bei der Umsetzung sollte genügend Vorlauf eingeplant werden, um alle Assets der ONAS mit einer Lebensdauer von 35 Jahren beschaffen zu können.\r\n›\r\nDie Flächenkooperation mit den Nachbarländern im Nord- und Ostseeraum sollte vo-rangebracht werden, um hocheffiziente, dort nicht benötigte Flächen aus deren Aus-schließlicher Wirtschaftszonen (AWZ) radial, d.h. direkt nach Deutschland anbinden zu können und somit weniger Ausbau in der deutschen AWZ aufgrund der Reduktion der Bebauungsdichte auszugleichen sowie die Kosteneffizienz voraussichtlich zu erhöhen.\r\nDer BDEW hat im Juli 2025 Vorschläge zur Umsetzung dieser Maßnahmen veröffentlicht (siehe BDEW-Positionspapier 2025) und wird diese für die anstehende WindSeeG-Reform weiter konkretisieren.\r\nZudem sollten Maßnahmen im Rahmen der WindSeeG-Reform geprüft werden, um den Zeit-raum zwischen der Ausschreibung und finalen Investitionsentscheidung (FID) der OWP-Ent-wickler, der derzeit drei bis fünf Jahre beträgt, verkürzen zu können (z.B. durch erweiterte Voruntersuchungen), ohne aber dadurch die Umsetzung der ONAS zu beeinträchtigen. Ein\r\nSeite 5 von 40\r\nkürzerer Zeitraum würde die Realisierungswahrscheinlichkeit stärken, da die zentralen Para-meter für die FID bei der Ausschreibung weniger ungewiss bzw. besser absehbar wären, und den Nachweis der Einhaltung von NZIA-Kriterien erleichtern.\r\nZusätzlich zu den offshore-spezifischen Maßnahmen ist und bleibt der Wasserstoff-Hochlauf eine zentrale Herausforderung der Energiewende. Deshalb ist es dringend geboten, neben den Offshore-Elektrolyseuren auch die von der Vorgängerregierung angekündigten Ausschreibun-gen für systemdienliche Elektrolyseure onshore nach § 96 Nr. 9 WindSeeG nun konsequent und zeitnah umzusetzen, um den Hochlauf der Elektrolysekapazitäten und der Sektorenkopp-lung in Deutschland gezielt und systemdienlich zu fördern. Zur Ausgestaltung der Ausschrei-bungen hat der BDEW im Februar 2025 konkrete Vorschläge gemacht.\r\nAntworten zu den Konsultationsfragen\r\n1. Kosteneffizienz und Synchronisierung\r\n1.1. Optimierung\r\nDer BDEW unterstützt die gemeinsame Umsetzung der in der Marktkonsultation beschriebe-nen Optimierungsmaßnahmen als Gesamtpaket. Dazu gehören eine Reduktion der Bebau-ungsdichte auf deutlich unter 10 MW/km2, eine flächenspezifische Überbauung (Erhöhung der installierten OWP-Leistung im Verhältnis zur ONAS-Übertragungsleistung) inklusive Spitzen-kappung in volkswirtschaftlich sinnvollem Maße – abgesichert durch zweiseitige CfDs – sowie die Prüfung einer Steigerung der ONAS-Übertragungsleistung, sofern diese wirtschaftlich sinn-voll sowie technisch machbar ist und das 2K-Kriterium entsprechend angepasst wird, siehe NEP-Entwurf 2025.\r\nZudem sollte eine Flächenkooperation mit Dänemark konkret geprüft werden, um hocheffizi-ente dänische Flächen in der Nähe der deutschen AWZ, die für den dortigen Ausbau potenziell nicht benötigt werden, grenzüberschreitend radial nach Deutschland anbinden zu können. Dadurch könnte der Ausbau in der deutschen AWZ voraussichtlich kosteneffizienter erfolgen und die Ausbauziele trotz der Reduktion der Leistungsdichte weiterhin erreicht werden.\r\nNur durch diese Kombination der genannten Optimierungsmaßnahmen können die ge-wünschten volkswirtschaftlichen Effekte erzielt und gleichzeitig eine hohe Investitionssicher-heit für den weiteren Ausbau erreicht werden. Daher sollte aus Sicht des BDEW der Fokus nicht nur auf der Überbauung und Spitzenkappung liegen, sondern auch die anderen genann-ten Optimierungsmaßnahmen in den anstehenden Reformen umfassend adressiert werden.\r\nSeite 6 von 40\r\n1.\r\nWie entwickeln sich aus Ihrer Sicht die nach stündlichen Strommarktpreisen gewichteten Stromgestehungskosten unter Berücksichtigung der Kosten für die Netzanbindung für spezifische Überbauungsgrade von 5%, 10%, 15%, 20% und 25% auf einzelnen Flächen bzw. in einzelnen Gebieten?\r\nBisher liegen uns noch keine genauen Informationen zur Beantwortung der Frage vor.\r\nAllerdings haben der BDEW und BWO gemeinsam mit ihren Mitgliedern zwei umfas-sende volkswirtschaftliche Studien in Auftrag gegeben, die sowohl die erzeugungs- als auch die netzseitigen Effekte der genannten Optimierungsmaßnahmen (Reduktion der Be-bauungsdichte, verpflichtende Überbauung inkl. Spitzenkappung, radiale Flächenkoopera-tion mit Dänemark, Absicherung durch CfDs) systemisch betrachten und zu dieser Frage sowie zu den Folgefragen des Kapitels Antworten bis Anfang 2026 liefern werden.\r\nEine verpflichtende Überbauung des Netzanschlusses (sog. Overplanting) zwischen 5 % und 25 % als Einzelmaßnahme führt auf OWP-Seite zu entsprechend höheren CAPEX für die Entwickler/Betreiber, etwas niedrigeren Volllaststunden und einer entsprechenden Er-höhung der Stromgestehungskosten.\r\nAuf Netzseite wird eine verpflichtende Überbauung in Verbindung mit den anderen Opti-mierungsmaßnahmen die Volllaststunden der ONAS erhöhen und bei einer entsprechen-den Gesamtplanung dazu führen, dass mehrere ONAS eingespart werden können, da dann weniger Netzanbindungskapazität notwendig ist, um voraussichtlich ähnlich hohe Gesamt-erträge aus der Nord- und Ostsee abzutransportieren zu können – im Vergleich zu einem Szenario ohne die genannten Optimierungsmaßnahmen.\r\n2.\r\nWelches Verhältnis aus OWP-Nennleistung und ONAS-Nennleistung kann aus betriebs-wirtschaftlicher Sicht gebiets- bzw. flächenspezifisch als kostenoptimal (auch unter Be-rücksichtigung der veränderten Erlöse) angenommen werden? Ab welchem Überbau-ungsgrad wäre diese Optimierung aus betriebswirtschaftlicher Sicht wieder aufge-braucht?\r\nÜberbauung (Overplanting) ist derzeit eine freiwillige betriebswirtschaftliche Optimie-rungsoption, die von Parkentwicklern genutzt wird. Der FEP erlaubt dabei eine Optimie-rung von bis zu 10 %. Das betriebswirtschaftliche Optimum für OWPs wird flächenspezi-fisch gewählt und liegt in der Regel bei ca. 5 %.\r\nSeite 7 von 40\r\nInformatorische Ergänzung der ÜNB bezüglich der Überbauung im NEP:\r\nDie Konsultationsfragen beziehen sich inhaltlich vor allem auf den informatorischen An-hang des Flächenentwicklungsplans 2025 (FEP). Zwischenzeitlich ist von den ÜNB am 10.12.2025 der erste Entwurf des NEP 2037/2045 (2025) veröffentlicht worden. Darin wer-den die in der durch die BNetzA erfolgten Bestätigung des Szenariorahmens geforderten Optimierungsmaßnahmen berücksichtigt und konkretisiert.\r\nHierzu zählt u.a. die Betrachtung einer sogenannten Überbauung der OWP mit anschlie-ßender Spitzenkappung. Da es bei verschiedenen Stakeholdern immer wieder zur Vermi-schung von unterschiedlichen Begrifflichkeiten kommt, wird nachfolgend das Prinzip der verpflichtenden Überbauung, insbesondere in der Abgrenzung zum Begriff Overplanting, samt Spitzenkappung aus Sicht der ÜNB zusammengefasst.\r\nDer Planungsgrundsatz 7.11.1 a) des FEP 2025 (S. 35) erlaubt bislang eine freiwillige, be-triebswirtschaftlich optimierte Überbauung (Overplanting) durch die OWP-Betreiber. Damit wird ihnen die Möglichkeit eingeräumt, zusätzliche Windenergieanlagen (WEA) auf der be-zuschlagten Fläche zu errichten, um etwa den Ausfall einzelner WEA zu kompensieren oder in Schwachwindphasen mehr Energie erzeugen und übertragen zu können. Dieses Over-planting kann gemäß FEP bis zu 10 % der zugewiesenen OWP-Leistung betragen.\r\nBei der im ersten Entwurf des NEP 2037/2045 (2025) untersuchten Überbauung geht es aus Sicht der ÜNB um etwas anderes (siehe nachfolgende Abbildung):\r\n›\r\nBeim bisherigen Basisfall entspricht die installierte OWP-Leistung derjenigen der Übertragungsleistung des ONAS (Abbildung links).\r\n›\r\nBei der Überbauung wird die OWP-Fläche vergrößert und gleichzeitig die Anzahl der WEA moderat erhöht. Im Vergleich zu einem 10%igen Overplanting stehen die WEA in einem größeren Abstand zueinander (Abbildung Mitte). Die Effizienz des Gesamtsys-tems – Erhöhung der Volllaststunden des OWP und des ONAS – wird durch Vergröße-rung der Fläche sowie eine Überbauung des OWP von beispielsweise 15% gesteigert. Das tatsächliche Maß der Überbauung ist dabei nicht einheitlich, sondern abhängig von flächenspezifischen Abschattungseffekten durch benachbarte Windparks.\r\n›\r\nDie maximale Effizienzsteigerung des Gesamtsystems kann nur erreicht werden, wenn das zuvor ein bestimmtes Maß der Überbauung verpflichtend für den OWP ist. Eine solche Verpflichtung gibt es aktuell nicht, sie sollte daher aus Sicht der ÜNB gesetzlich verankert werden.\r\n›\r\nSchließlich könnte mit einer Steigerung der Übertragungsleistung des ONAS um bei-spielsweise 5% auf 2,1 GW eine weitere Kosteneffizienzsteigerung des Offshore-Aus-baus erzielt werden (Abbildung rechts). Diese Maßnahme setzt jedoch voraus, dass\r\nSeite 8 von 40\r\ndie standardisierten 2\r\n-GW-ONAS ohne größere (kostspielige und zeitintensive) De-signänderungen auf die erhöhte Übertragungsleistung angepasst werden können.\r\nQuelle: Erster Entwurf des NEP 2037/2045 (2025) der Übertragungsnetzbetreiber\r\n3.\r\nWelche betriebswirtschaftlichen Gegeneffekte zu den erhöhten Investitionskosten und der Spitzenkappung sind zu berücksichtigen? Welche Erlöseffekte auf OWP-Seite stellen sich im Teillastbereich ein? Wie wirken sich die erhöhten Volllaststunden der Windparks aus?\r\nMit Bezug auf die Optimierungsmaßnahmen Reduktion der Bebauungsdichte sowie Über-bauung inkl. Spitzenkappung stellen sich folgende Effekte auf OWP-Seite ein:\r\n›\r\nDurch eine Reduktion der Bebauungsdichte erhöhen sich die Volllaststunden der OWP und ONAS, was wiederum die volks- und betriebswirtschaftlichen Stromgeste-hungskosten reduziert.\r\n›\r\nEine vollständige Bewertung der Effekte der Optimierungsmaßnahmen auf die Erlöse auf OWP-Seite ist zum derzeitigen Zeitpunkt noch nicht möglich. Das zuvor genannte Studienpaket im Auftrag des BDEW und BWO wird zu dieser Frage Antworten liefern.\r\n›\r\nDurch die Optimierungsmaßnahmen sollte der durchschnittliche Capture Preis der übertragenen Erzeugungsmenge vergleichsweise etwas höher liegen als ohne diese\r\nSeite 9 von 40\r\nMaßnahmen\r\n. Dies liegt unter anderem daran, dass Stunden, in welchen die Spitzen-kappung greift, häufig mit Stunden mit niedrigen Strompreisen korrelieren. Gerade in den Wintermonaten kann es aber auch möglich sein, dass in Starkwindszeiten hohe Marktpreise auftreten, bei denen es dann durch Spitzenkappung zu einer Abregelung und damit zu Ertragsverlusten kommen würden.\r\n›\r\nDie Stromproduktion insgesamt kann durch Überbauung und Spitzenkappung allein niedriger im Vergleich zu einem Szenario ohne Spitzenkappung ausfallen und damit in Summe auch zu niedrigen Einnahmen auf OWP-Seite führen. Daher ist eine Absiche-rung durch CfDs entscheidend für die Investitionssicherheit bei einer verpflichtenden, höheren Überbauung.\r\n4.\r\nWelche Effekte bzw. Wechselwirkungen bestehen aus Ihrer Sicht zwischen Optimierung und dem weiter unten diskutierten Ausschreibungsdesign?\r\nFolgende Effekte und Wechselwirkungen sind hauptsächlich zu erwarten:\r\n›\r\nSofern durch eine verpflichtende Überbauung volkswirtschaftliche Effizienzpotenziale gehoben werden können, lassen sich die zusätzlichen Kosten für die Betreiber über den CfD absichern. Da den Systemkosteneinsparungen jedoch höhere Kosten auf Be-treiberseite durch Überbauung gegenüberstehen – die sich entweder in höheren CfD-Zuschlagswerten oder in geringeren Konzessionszahlungen niederschlagen werden – ist hier besondere Transparenz erforderlich. Die volkswirtschaftlichen Potenziale müssen den erhöhten Kosten für die Betreiber klar gegenübergestellt werden.\r\n›\r\nJe höher die Überbauung, desto tendenziell weniger realistisch ist ein rein marktge-triebener Ausbau basierend auf PPA-Finanzierung und desto wichtiger sind CfDs als Investitionsabsicherungsinstrument für die Refinanzierung der OWPs.\r\n›\r\nJe stärker die Bebauungsdichte reduziert und damit die Volllaststunden erhöht wer-den, desto niedriger sind die Stromgestehungskosten (und CfD-Zuschlagswerte) und desto eher ist tendenziell ein rein marktgetriebener Ausbau möglich.\r\n›\r\nSollte das vorgeschlagene „Entweder-oder-Verfahren“ gewählt werden, würden vor allem solche Flächen rein marktlich realisiert werden können, die besonders hohe Er-tragspotentiale bieten. Demgegenüber würden Flächen mit niedrigeren Ertragspoten-tialen mit hoher Wahrscheinlichkeit einen CfD und mithin eine Förderung erfordern. Dies würde dazu führen, dass staatlicherseits im CfD-Regime vor allem Förderungen ausgezahlt werden müssten und das Potential der Abschöpfung von hohen Markter-lösen sehr begrenzt wäre.\r\nSeite 10 von 40\r\n5.\r\nWelche Ideen mit einem hinreichenden technischen Reifegrad bestehen für eine mögli-che alternative Nutzung der Strommengen, die einer Spitzenkappung unterliegen?\r\nBislang sehen wir keine Ideen mit hinreichendem technischem Reifegrad für die mögliche alternative Nutzung der Strommengen.\r\n6.\r\nWelche Auswirkungen auf den Netzausbau an Land sind aus Ihrer Sicht zu erwarten?\r\nNach der derzeitigen Einschätzung des BDEW kann eine verpflichtende Überbauung über das betriebswirtschaftliche Optimum hinaus zu einer Glättung des Erzeugungsprofils auf Netzseite und besseren Netzintegration der Strommengen führen sowie den Gesamtbe-darf an Netzausbau (offshore und onshore) langfristig tendenziell reduzieren. Zudem kön-nen Überbauung inkl. Spitzenkappung potenziell auch dazu beitragen, die netzbedingten Abregelungen der OWPs und damit die Redispatch-Kosten langfristig zu reduzieren. Kurz-fristige positive Effekte auf den Netzausbau und die Redispatchkosten (z.B. noch in diesem Jahrzehnt) sind durch diese Maßnahmen allerdings nicht zu erwarten.\r\n1.2. Wasserstoff\r\nDer BDEW begrüßt die Adressierung der Offshore-Elektrolyse in der Marktkonsultation, da diese noch junge Technologie das Potenzial hat, ab circa Mitte der 2030er Jahre zur Wasser-stoffversorgung beizutragen, langfristig die Kosteneffizienz beim Offshore-Wind-Ausbau an küstenfernen Standorten aufbauend auf kombinierten Anschlusskonzepten zu steigern sowie neue Wertschöpfung durch Forschung und Entwicklung in Europa zu schaffen. Voraussetzung dafür ist allerdings, dass zeitnah die notwendigen nächsten Schritte für die Erprobung und den Hochlauf der Technologie erfolgreich durchlaufen werden und die Nachfrage nach Wasser-stoff stärker angereizt wird, damit die langfristigen Potenziale gehoben werden können.\r\nZu betonen ist dabei allerdings auch, dass die Offshore-Elektrolyse kurz- und mittelfristig noch keinen Beitrag zur Optimierung des Offshore-Wind-Ausbaus leisten werden kann, da der Hochlauf der Technologie noch erfolgen muss.\r\nNichtsdestotrotz besteht die Notwendigkeit folgende Maßnahmen kurzfristig bzw. im Rahmen der anstehenden Reformen des WindSeeG und des FEP umzusetzen:\r\n›\r\nFörderung und Genehmigung im Jahr 2026 von mehreren, in der Entwicklung befindli-chen Pilotprojekten zur Demonstration der Technologie im Küstenmeer;\r\n›\r\nErmöglichung kombinierter Anschlüsse aus Seekabeln und Wasserstoffpipelines im WindSeeG und FEP für mindestens den SEN-1-Bereich;\r\n›\r\nAusschreibungen von SEN-1-Teilflächen in den nächsten Jahren parallel zur Durchfüh-rung der Pilotprojekte;\r\nSeite 11 von 40\r\n›\r\nErhalt einer gewissen Flexibilität bei der Fortschreibung des FEP und NEP, um zukünftig weitere Flächen, z.B. in Zone 4 oder 5, für Offshore-Elektrolyse festlegen und technolo-gieoffen (bezüglich Plattformen/künstliche Energieinseln) ausschreiben zu können;\r\nOhne die Förderung von Pilotprojekten, die Möglichkeit auf kombinierte Anschlüsse (u.a. im SEN-1-Bereich) und die Ausschreibungen von SEN-1-Teilflächen wird der Hochlauf der Offs-hore-Elektrolyse in Deutschland voraussichtlich nicht gelingen.\r\nZudem ist es elementar wichtig, dass zukünftig eine integrierte Systementwicklung für den Offshore-Bereich stattfindet, bei der der NEP-Strom und NEP-Gas zusammengeführt und ge-meinsam weiterentwickelt werden. Auch sollte die von der Vorgängerregierung angekündig-ten Ausschreibungen für systemdienliche Elektrolyseure nach wie vor umgesetzt werden. So sollte die Ermächtigung aus § 96 Abs. 1 Ziffer 9 WindSeeG aktuelle Fassung durch eine kon-krete Festlegung zu den angekündigten Ausschreibungen ersetzt werden. Bereits verpasste Ausschreibungsrunden sollten in zukünftige Ausschreibungsrunden verschoben und damit nachgeholt werden. Diese Maßnahme ist ein zentrales Instrument, um den Hochlauf der Elekt-rolysekapazitäten in Deutschland gezielt zu fördern und die Integration erneuerbarer Energien in das Stromsystem voranzutreiben. Die Industrie braucht klare Aussagen, wann sie mit wie viel heimischem Wasserstoff planen kann und gerade in der Anfangsphase ist hierfür eine Un-terstützung notwendig. Systemdienlichkeit sollte daher als Legaldefinition eingeführt werden. Ein Anreizsystem kann nur dann rechtssicher aufgestellt werden, wenn auch die gesetzlichen Rahmenbedingungen hierzu vollständig vorliegen.\r\nA. Technologische Aspekte\r\n1.\r\nAb wann können Elektrolyseure auf See in industriellem Maßstab eingesetzt werden?\r\nNach den derzeitigen, noch mit vielen Unsicherheiten verbundenen, Einschätzungen kön-nen erste Demonstrationsprojekte in industriellem Maßstab, d.h. ab circa 50 MW, frühes-tens ab Anfang der 2030er Jahre umgesetzt werden, sofern zuvor die geplanten Pilotpro-jekte zeitnah gefördert und erfolgreich umgesetzt werden, parallel dazu Ausschreibungen für den SEN-1-Bereich für größere Demonstrationsprojekte umgesetzt werden und die weiteren Schritte zum Hochlauf der Technologie und des Wasserstoffmarktes allgemein erfolgreich durchlaufen werden. Dazu gehört auch, dass kombinierte Anschlusskonzepte aus Seekabeln und Wasserstoffpipelines im WindSeeG im Rahmen der anstehenden Re-form gesetzlich erlaubt werden. Die großtechnische Anwendung im GW-Maßstab wird vo-raussichtlich frühestens ab Mitte der 2030er Jahre möglich sein, sofern alle vorherigen Schritte erfolgreich durchlaufen wurden und eine entsprechende Nachfrage nach Wasser-stoff zu den Kosten gegeben ist.\r\nSeite 12 von 40\r\nDer Wasserstoffhochlauf in Deutschland ist mit der Genehmigung des Wasserstoff-Kern-netzes 2024 erst richtig gestartet. Die AquaDuctus-Pipeline ist Teil dieses Wasserstoffkern-netzes und damit Ermöglicher von Offshore-Elektrolyse-Projekten. In den frühen 2030er-Jahren wird der erste Teil der AquaDuctus-Pipeline (vom SEN1-Bereich bis zum Festland) als Sammelpipeline umgesetzt sein. Dementsprechend können dann geplante und noch entstehende Produktionsstandorte im SEN-1-Bereich sowie potenzielle Wasserstoffpipe-lines für den Importe aus anderen Nordseeanrainern an die Pipeline angeschlossen wer-den.\r\n2.\r\nWie weit fortgeschritten ist die technische Entwicklung, insbesondere in Bezug auf die Integration und Anpassung an Offshore-Umgebungen, und welche Dimensionierungen sind in den nächsten Jahren realistisch erreichbar?\r\nMehrere kleine Demonstrationsprojekte für das Küstenmeer sind derzeit in Planung, um die verschiedenen Aspekte der Umsetzungskonzepte zeitnah zu testen, aber der techni-sche Reifegrad ist noch nicht ausreichend für großskalige Anwendungen.\r\nTechnische realistisch scheint die Inbetriebnahme größerer Demonstratoren (mit bis zu 50 MW) in den nächsten 3-4 Jahren, sofern zeitnah die entsprechende Förderung dafür er-folgt. Kommerzielle Anlagen mit bis zu 1 GW sind frühestens in circa 10 Jahren realistisch, vorausgesetzt, dass kombinierte Anschlüsse ermöglicht werden.\r\nGrundsätzlich ähnelt die für die Offshore-Wasserstoffproduktion benötigte Technologie der für Onshore-Elektrolyse, die bereits weit entwickelt ist. Die Offshore-Umgebung unter-scheidet sich von der Onshore-Umgebung, doch die Gewährleistung eines zuverlässigen Betriebs im Offshore-Bereich sollte in der Regel keine große neue Herausforderung dar-stellen. Die Anpassung herkömmlicher Onshore-Anlagen an Offshore-Bedingungen ist gut etabliert. Beispielsweise verwenden Offshore-Windkraftanlagen spezielle Beschichtungen und Korrosionsschutz im Vergleich zu Onshore-Anlagen, während Offshore-HGÜ-Um-spannwerke Meerwasserkühlung und Wasserentsalzung als Standarddesign berücksichti-gen.\r\nDie wichtigsten Risiken und Ungewissheiten für die Offshore-Wasserstoffproduktion sind:\r\n›\r\nWartungskosten in einer Offshore-Umgebung, bei der die Kosten für die Wiederin-stallation zentraler Komponenten sowie die Kosten für qualifizierte Arbeitskräfte im Offshore-Einsatz unbekannt sind,\r\n›\r\nInstallationskosten, die hauptsächlich für auf Plattformen platzierte Elektrolyseure anfallen\r\nSeite 13 von 40\r\nUm sicherzustellen, dass alle wesentlichen technischen und betrieblichen Aspekte ord-nungsgemäß getestet werden, sollten Demonstrationsprojekte idealerweise über einen ausreichend langen Zeitraum laufen, um elektrolytische Lebenszyklusereignisse wie Stack-Austausch und Wartungszyklen abzudecken. Insgesamt gibt es zwei Konzepte für Offshore-Elektrolyse im industriellen Maßstab, an denen Entwickler und Lieferanten arbeiten und deren Realisierung im zweiten Teil der 2030er Jahren als erreichbar gilt: Elektrolyseure auf zentralen Plattformen und Elektrolyse auf (künstlichen) Energieinseln.\r\n3.\r\nWie sehen optimale Konditionen für Offshore-Elektrolyse mit Blick auf die spezifischen Offshore-Bedingungen (Wetter, Salzwasser, Infrastruktur) aus?\r\nWichtigster Aspekt ist die Infrastruktur. Eine zentrale Pipeline-Infrastruktur („Sammelpipe-line“) ist wesentlich, um mögliche Kostenvorteile von Offshore-Elektrolyse zu heben. Nach heutigem Kenntnisstand sind die offshore-spezifischen Bedingungen wie Wetter und Salz-wasser mit etablierten Methoden beherrschbar, dabei kann auf Erfahrung aus Offshore-Öl- und Gasförderung sowie aus Offshore Wind, insbesondere Bau von Konverter-Plattfor-men, zurückgegriffen werden.\r\nAuch Offshore-Wasserstoffproduktion auf künstlichen Inseln kann eine Lösung sein: Hier-für liegen die optimalen Bedingungen für die Offshore-Wasserstofferzeugung auf einer In-sel, die eine geringe Wassertiefe erfordert, da dies die Baukosten für die Inseln reduziert. Die Wassertiefe sollte nicht mehr als circa 40 Meter betragen.\r\nDarüber hinaus ist es entscheidend, eine räumliche Konzentration von Offshore-Wind für die Offshore-Sektorenkopplung zu schaffen. Dies umfasst die Gestaltung des Hub-Kon-zepts mit a) möglichst kurzer Entfernung zum OWP, wodurch die Kosten für Verbindungs-kabel vom OWP zum Wasserstoff-Hub gesenkt werden, und b) der Entfernung und dem Zugang zur Exportinfrastruktur, um Strom und Wasserstoff zu den Verbrauchern zu trans-portieren.\r\n4.\r\nWie kann den Herausforderungen, die sich für die Abwärme, Meerwasserentsalzung und das Brine-Management ergeben, auch unter Umwelt- und Genehmigungsgesichtspunk-ten begegnet werden?\r\nBisher fehlen klare regulatorische Vorgaben, insbesondere für die Rückführung von er-wärmtem Abwasser ins Meer. Ohne feste Grenzwerte fällt die Auslegung der Anlagen sehr schwer und ist mit großem Risiko behaftet, da beispielsweise die Erhöhung der Wasser-temperatur durch die Kühlung ein grundlegender Auslegungsparameter ist. Gleiches gilt für Schutzmaßnahmen vor Fouling oder Kalkablagerungen. Die technisch machbare\r\nSeite 14 von 40\r\nUmweltverträglichkeit der Anlagen sollte durch entsprechende Standards bei der Geneh-migung sichergestellt werden.\r\n5.\r\nWelchen Zeitraum benötigen erste Offshore-Demonstrationsprojekte, um offene techno-logische Fragen im Realbetrieb zu untersuchen? Welcher Förderbedarf besteht?\r\nDie bisher in Deutschland geplanten Pilotprojekte mit einer mehrjährigen Erprobungs-phase (3-5 Jahre) könnten laut eigenen Angaben bereits unmittelbar nach dem Erhalt ei-nes möglichen Förder- und Genehmigungsbescheids im Jahr 2026 mit dem Bau beginnen und bereits ab 2027 - 2028 erste Ergebnisse zu den technologischen Fragen im Realbetrieb liefern sowie anschließend bis 2029 - 2031 abgeschlossen werden.\r\nFür die derzeit in Deutschland geplanten drei Pilotprojekte, die unterschiedliche Aspekte für die Erprobung der Technologie untersuchen, besteht ein Förderbedarf von insgesamt circa 150 Mio. Euro, Die aktuell im Bundeshaushalt 2026 für Offshore-Elektrolyse budge-tierten 50 Mio. Euro sollten für die Förderung von Pilotprojekten verwendet, zeitnah ver-geben und in 2027 und 2028 in ähnlicher Höhe fortgesetzt werden. Für perspektivisch kommerziell betriebene Offshore-Elektrolyse besteht darüber hinaus weiterer Förderbe-darf. Offshore-Demonstrationsprojekte sind erforderlich, um offene technologische Fragen und Risiken für den Realbetrieb zu untersuchen und fundiert bewerten zu können, insbe-sondere das Verhalten Elektrolyseuren und peripheren Anlagen unter transienten Be-triebsbedingungen. Eine besondere Herausforderung der ersten Demonstrationsprojekte besteht in der Nutzung des erzeugten Wasserstoffs, sei es durch Transport, Rückverstro-mung oder Abfackeln, welche bereits bei der Planung der Anlage berücksichtigt werden muss. Der Förderbedarf ergibt sich dabei primär aus den Investitionskosten für die Errich-tung der Anlage sowie den Stromkosten für deren Betrieb. Neben der Förderung kleinerer Demonstrationsprojekte sollten aber auch möglichst schnell die Rahmenbedingungen für Offshore-Wasserstoffproduktion im industriellen Maßstab gesetzt werden, um offene technologische Fragen vollumfänglich im Realbetrieb zu klären, die Erkenntnisse und die Validierung einer integrierten Konfiguration über die Technologien hinweg (Offshore-Wind, Elektrolyse und Übertragung) ermöglichen. Dies könnte über eine schnelle Aus-schreibung der SEN-1-(Teil-)Fläche(n) in den kommenden Jahren erfolgen. Während die zugrunde liegenden Technologien (Offshore-Wind, Elektrolyse und Übertragung) jeweils gut etabliert sind, führt ihre Kombination in einem Offshore-Umfeld im industriellen Maß-stab zu komplexen Schnittstellen und Fragestellungen zur kommerziellen Umsetzbarkeit, die getestet werden müssen. Dies trägt zudem dazu bei, Vertrauen in den Markt für zu-künftige Großprojekte aufzubauen.\r\n6.\r\nWelche Kapazität müssten entsprechende H2-Pipelines übertragen können? Ist ein ver-maschtes System sinnvoll? Welche Herausforderungen stellen sich bei H2- Pipelines in\r\nSeite 15 von 40\r\nBezug auf grenzüberschreitende Verbindungen, parallelem Abtransport und Anschluss\r\nvon ausländischem Wasserstoffexport und Offshore-Elektrolyse bzw. Sicherheit? Welche weiteren Herausforderungen sind zu beachten?\r\nDer Energietransport per Wasserstoffpipeline kann laut Studien und den Erfahrungen mit Gaspipelines bei küstenfernen Flächen potenziell kosteneffizienter und flächensparender erfolgen als über reine Seekabelsysteme, wenn man rein die Kabel und Pipelines selbst vom OWP bis zur Küste betrachtet. Je größer die Pipelinekapazität ist, desto günstiger wird Energietransport. Eine Offshore-Wasserstoffpipeline mit einer Kapazität von 20 GW könnte als Sammelpipeline perspektivisch einen Teil des Energietransports aus potenziel-len Wasserstoffhubs in der Nordsee übernehmen, was laut Studien insbesondere bei küs-tenfernen Standorten vorteilhaft sein kann (siehe Frontier Economics, 2025; E-Bridge, 2024; DNV, 2023). Zugleich dient diese Dimensionierung des Backbones dazu, perspektivi-sche Wasserstoffimporte aus Nordseeanrainern über ein Offshore-Verbundnetz nach Deutschland bringen zu können.\r\nBezüglich des Flächenbedarf muss dabei allerdings auch bedacht werden, dass durch den niedrigeren Wirkungsgrad von Elektrolyse im Vergleich zur direkten Verwendung des Stroms mehr Windenergieanlagen errichtet werden müssten, um die gleiche Energie-menge zu erzeugen und abzutransportieren. Zudem müssen die zusätzlichen Stromkosten durch den Entfall der entsprechenden elektrischen Einspeisung betrachtet werden.\r\nStudien, die die Produktionspotenziale im gesamten Nordseeraum analysiert haben (DNV, 2023), zeigen, dass ein vermaschtes Netz mit einer Backbone-Kapazität von 20 GW ökono-misch sinnvoll sein kann und dadurch auch Energieunabhängigkeit, Versorgungssicherheit und Pipelinesicherheit gestärkt werden können.\r\nBei der Offshore-Pipelineplanung sollte europäisch bzw. vermascht gedacht werden, schließlich ist – auch mit Blick auf die notwendigen Importe für Deutschland – eine Anbin-dung an zukünftige H2-Netze von anderen Nordseeanrainerstaaten denkbar und sinnvoll. Aus diesem Grund ist eine koordinierte Planung von Strom und H2-Netzen sinnvoll und wichtig. Eine Vermaschung von Pipelines in einem Offshore-Verbundnetz kann helfen, Ver-sorgungsicherheit, Energieunabhängigkeit und Resilienz durch Redundanz zu steigern.\r\nDie Umsetzung eines grenzüberschreitenden Transportsystems geht mit gewissen Heraus-forderungen einher, die aber lösbar sind: Es erfordert höhere Drücke und einer damit ver-bundenen Offshore-Verdichtung. Auf europäischer Ebene muss Einvernehmen in Fragen zwischenstaatlicher Finanzierungsmechanismen und vertraglicher Regelungen hergestellt sowie genehmigungsrechtliche Fragen geklärt werden.\r\nSeite 16 von 40\r\nBezüglich des parallelen Abtransports und Anschlusses von ausländischem Wasserstoffex-portpipelines besteht keine größere technische Herausforderung.\r\nB. Kosten / Finanzierung\r\n1.\r\nWelche Kosten sind für die Erzeugung von Wasserstoff auf See zu erwarten und welche Kosten für Transport auf See und an Land? Inwieweit sind mit der Offshore-Elektrolyse gegenüber der Onshore-Elektrolyse Mehrkosten (für Instandhaltung, Infrastruktur, Was-serentsalzung, weiteres Equipment vs. Kostensenkungen durch höhere Auslastung und Systemintegration etc.) verbunden?\r\nDie Offshore-Elektrolyse ist Prognosen/Analyse zufolge noch um ca. 80% teurer als Ons-hore-Elektrolyse (u.a. aufgrund von Zusatzkosten durch Wasserentsalzung, Offshore-Logis-tik, etc.). Aus volkswirtschaftlicher Perspektive könnten diese Zusatzkosten laut Studien aber durch Einsparungen auf Offshore-Stromnetzseite mehr als kompensiert werden, so-fern kombinierte Anschlusskonzepte verwendet werden (siehe Frontier Economics, 2025; E-Bridge, 2024).\r\nMit zunehmender Skalierung, technologischem Reifegrad und größeren Projektvolumina kann eine starke Kostendegression für Offshore-Elektrolyse erwartet werden. Standardi-sierung, effizientere Serienfertigung und sinkende Materialintensität können die spezifi-schen Investitionskosten deutlich reduzieren. Dadurch gewinnen Offshore-Systeme lang-fristig an Wettbewerbsfähigkeit und werden wirtschaftlich attraktiver im Gesamtsystem.\r\nBasierend auf Analysen und Studien (Frontier Economics, 2025; E-Bridge, 2024; DNV, 2023) werden folgende Kosten für die Offshore-Elektrolyse angegeben: 2.250 €/kW in 2030 und ca. 1.500 €/kW in 2045. Daraus resultieren LCOH von ca. 8 €/kgH2 in 2030 und ca. 5€/kgH2 in 2045.\r\nWichtiger als die Einschätzungen zu den Kosten sind aus unserer Sicht die Marktpreise für Wasserstoff und eine entsprechende Nachfrage im Jahre 2035, um zu den jeweiligen Kos-ten durch langfristige Verträge Wasserstoff zu beziehen.\r\nFür den Wasserstofftransport ist mit dem Amortisationskonto ein Finanzierungsmechanis-mus über das genehmigte Kernnetz gefunden worden.\r\n2.\r\nSind Erzeugung und Transport bei den aktuellen Marktpreisen für Wasserstoff refinan-zierbar? Welcher Förderbedarf besteht?\r\nDerzeit ist die Kostendifferenz zwischen grünem Wasserstoff (aus Offshore-Wind) und grauem Wasserstoff bzw. Erdgas noch zu groß, dass signifikante Mengen zu diesen Preisen nachgefragt werden. Dies liegt zu einem Großteil an den strengen regulatorischen Vorga-ben auf europäischer und nationaler Ebene, die die Produktion verteuern. Zudem fehlt es\r\nSeite 17 von 40\r\nauf der Nachfrageseite an Anreizen für die Abnahme von grünem Wasserstoff (aus Offs-hore-Wind). Daher sind die Erzeugung und der Transport von grünem Wasserstoff aus Offshore Wind derzeit noch nicht ohne Förderung wirtschaftlich darstellbar.\r\n›\r\nDie aktuellen Marktpreise für Wasserstoff sind in der aktuellen, initialen Marktphase intransparent, da bislang nahezu ausschließlich nicht-öffentliche, bilaterale Verträge geschlossen werden.\r\n›\r\nDas Scheitern zahlreicher H2-Projekte an Land legt aber nahe, dass eine Erzeugung von H2 heute nicht ohne Förderung wirtschaftlich darstellbar ist. Eine zentrale Hürde ist hierbei die Lücke zwischen Zahlungsbereitschaft und Herstellungskosten. Aufgrund des aktuell frühen Entwicklungsstadiums der Offshore-Elektrolyse kann eine genauer För-derbedarf aktuell nicht beziffert werden. Auch über die aktuelle Refinanzierbarkeit von Projekten mit einem voraussichtlichen Inbetriebnahmedatum in rund 15 Jahren kann aktuell keine verlässliche Aussage getroffen werden.\r\n›\r\nAllein die Einhaltung der RFNBO-Kriterien erhöht die Gestehungskosten um rund 2,5 Euro/kg. Umlagen sowie Abgaben schlagen mit rund einem Euro zu buche. Aus diesem Grund ist es von zentraler Bedeutung, diese regulatorischen Mehrkosten durch gezielte Anpassungen des regulatorischen Rahmens signifikant zu verringern.\r\n›\r\nDarüber hinaus besteht stets ein signifikantes Kontrahentenausfallrisiko. Selbst wenn ein zahlungsbereiter Abnehmer für den Wasserstoff gefunden werden kann, ist die Kreditwürdigkeit für einen langfristigen Abnahmevertrag (Gebot, + 3 Jahre FID, + 5 Jahre Bau, + 15 Jahre Abnahme = 23 Jahre) häufig nicht nachweisbar. Der Absicherung von langfristigen Abnahmeverträgen kommt für das Gelingen von Elektrolyseprojekten eine besondere Bedeutung zu. Aus diesen Gründen sollte auch die Einführung eines Doppelfinanzierungsmechanismus, wie z.B. H2Global, oder Contracts-for-Difference (CfDs) für Offshore-Elektrolyse-Projekte geprüft werden.\r\n›\r\nFür größere Demonstrationsprojekte mit circa 50 MW im SEN-1-Bereich ab Anfang der 2030er Jahre liegt der Förderbedarf voraussichtlich bei mehreren Hundert Millionen Euro.\r\n›\r\nFür die Transportinfrastruktur ist mit dem Wasserstoffkernnetz zugrundeliegenden Amortisationskonto ein tragfähiger Finanzierungsmechanismus gefunden worden.\r\nGrundsätzlich gilt es bei der Frage nach Förderbedarfen abzuwägen, dass der finanziellen Förderung der Offshore-Elektrolyse laut Studien (siehe oben) potenzielle Systemkostenein-sparungen und ein industrieller Wertschöpfungszuwachs durch Innovation und Entwicklung in Deutschland und Europa entgegenstehen können.\r\nSeite 18 von 40\r\n3.\r\nWelche Vorteile bieten Geschäftsmodelle, die auf eine kombinierte Vermarktung von Strom und Wasserstoff abzielen? Bitte beschreiben Sie den Business Case.\r\nSie könnten potenziell mehr Flexibilität in der Vermarktung bieten und damit potenziell auch bessere Gewinnchancen als reine strombasierte Geschäftsmodelle. So z.B. könnte zu-künftig Wasserstoff erzeugt werden, wenn sich die Energiemengen in dem Zeitraum bes-ser in Form von Wasserstoff vermarkten lassen als in Form von Strom, oder wenn die Ener-giemengen in Form von Strom aufgrund von Netzengpässen nicht abgeführt werden könn-ten. Zudem könnten durch kombinierte Anschlüsse ggf. auch Überschussmengen an Ons-hore-PV-Strom in Offshore-Elektrolyse zu Wasserstoff umgewandelt werden, wenn diese aufgrund von schwachem Wind nicht ausgelastet sind. Voraussetzung dafür wäre, dass der Strom bidirektional transportiert und umgewandelt werden kann (siehe Frontier Econo-mics, 2025; E-Bridge, 2024).\r\nEine Entscheidung über die Vermarktung der Energie via Strom/H2 anhand von Preissigna-len sollte auch einen volkswirtschaftlichen Mehrwert mittels einer systemdienlichen Fahr-weise erzeugen. Hohe Strompreise motivieren zur Vermarktung der Energie als Strom (Sys-tem stützend; Preis senkend), während niedrige Strompreise die Vermarktung als Wasser-stoff (Nutzen statt Abregeln; Preis stützend) und ggf. zusätzlichen Strombezug anreizen.\r\n4.\r\nWie viele Betriebsstunden sind für einen wirtschaftlichen Betrieb erforderlich? Kann ein Geschäftsmodell auch auf Strommengen basieren, die einer Spitzenkappung unterlie-gen?\r\nDer Vorteil von Elektrolyse mit Offshore Wind liegt in der hohen Zahl an Volllaststunden, wodurch die spezifischen Investitionskosten für den Elektrolyseur sinken, was ggf. die hö-heren Stromgestehungskosten zur Versorgung des Elektrolyseurs kompensieren könnte. Um einen positiven Business Case auf Basis der erforderlichen Rendite der Investition si-cherzustellen, muss der Elektrolyseur etwa 4.380 - 6.000 Betriebsstunden pro Jahr errei-chen, was einem Kapazitätsfaktor von 50 - 70% entspricht. Bei einer künstlichen Reduktion der Betriebsstunden auf ausschließlich Strommengen aus der Spitzenkappung sehen wir daher keine Chance für einen wirtschaftlichen Betrieb. Im Allgemeinen kann eine Überdi-mensionierung der OWP-Kapazität im Verhältnis zur HGÜ-Kapazität voraussichtlich Teil der Konfiguration einer Offshore-Sektorenkopplung sein. Das genaue Maß dieser Überdimen-sionierung hängt von der Konfiguration der Offshore-Sektorenkopplung ab, kann jedoch deutlich wahrscheinlich größer sein als bei einem reinen Strom-Überbauungs-Szenarien.\r\nAllerdings könnten zukünftig spitzengekappte Strommengen von Offshore-Windparks über einen potenziell in der Nähe befindlichen Offshore-Wasserstoffhub (z.B. im SEN-1-Bereich oder in Zone 4/5) mit einem eigens dafür für die Offshore-Wasserstoffproduktion\r\nSeite 19 von 40\r\nvorgesehenen Offshore-Windpark und kombiniertem Anschlusskonzept in Wasserstoff umgewandelt und abtransportiert werden, sofern erstgenannte Offshore-Windparks auch mit dem Hub per Seekabel verbunden sind. Das SEN-1-Gebiet ist für erste groß angelegte Projekte zur Sektorenkopplung im Offshore-Bereich geeignet. Mit einer Fläche von 102 km² bietet das Gebiet Platz für Offshore-Windkraftanlagen mit einer Leistung von rund 1 GW (elektrisch) zur Wasserstofferzeugung, die dem Wasserstoff-Kernnetz und dem Szena-riorahmen des Netzentwicklungsplans Gas/Wasserstoff 2025 (NEP) zugrunde gelegt und von der Bundesnetzagentur genehmigt ist. Das SEN1-Gebiet in Zone 3 ist Ausgangspunkt für die AquaDuctus-Pipeline. Es befindet sich in der Nähe bestehender und geplanter Offs-hore-Windparks und liegt in der Nähe von Stromnetzen, sodass diese Infrastruktur zur Op-timierung der Netzanschlusskosten genutzt werden könnte.\r\nC. Planung & Regulierung\r\n1.\r\nAb wann sollten Flächen für Offshore-Elektrolyse im sonstigen Energiegewinnungsbe-reich SEN-1 ausgeschrieben werden? Wann sollten ggf. weitere Flächen zur Wasserstof-ferzeugung ausgeschrieben werden?\r\nUm den Wasserstoffhochlauf und den Hochlauf der Offshore-Elektrolyse zu unterstützen, sollte die SEN-1-Fläche in den nächsten Jahren in verschieden großen Teilflächen und mit der Möglichkeit auf kombinierte Anschlüsse ausgeschrieben werden. Dies würde es erlau-ben, Lern- bzw. Skaleneffekte zwischen den Ausschreibungen und Teilflächen zu erzielen und zugleich an mehrere Entwicklerkonsortien zum Zug kommen zu lassen, wodurch die Abhängigkeit von der Entwicklung eines einzelnen Projekts verringert wird. Die Ausschrei-bungen der SEN-1-Teilflächen kann bereits parallel zur Umsetzung der Pilotprojekte im Küstenmeer erfolgen. Für die Ausschreibungen des SEN-1-Bereichs muss zudem der Ent-wurf der SEN-Verordnung umfassend überarbeitet werden.\r\nEin möglicher weiterer SEN-Bereich in Zone 4 oder 5 (basierend auf kombinierten An-schlusskonzepten), könnte allerdings bereits eher im FEP festgelegt werden, um somit die notwendige Flexibilität für Offshore-Elektrolyse in den Planungen auch in diesen Bereichen sicherzustellen. Dies muss auch dann mitgedacht werden, wenn die Rechtsgrundlage für kombinierte Anschlusskonzepte mit dem novellierten WindSeeG erst später in Kraft tritt.\r\nZudem sollte der Begriff „Sonstiger Energiegewinnungsbereich“ (SEN) im WindSeeG geän-dert werden (z.B. in Sektorenkopplungsflächen), um klarzustellen, dass auf diesen Berei-chen/Flächen ausschließlich Offshore-Wasserstoffproduktion/Sektorenkopplung erfolgen soll. Weiterhin könnte auch ein Ausbauziel für die Offshore-Wasserstoffproduktion im WindSeeG (§1) erwogen werden, um Projektentwicklern Planungssicherheit durch einen Zielkorridor für die Offshore-Wasserstoffproduktion in der deutschen AWZ zu geben.\r\nSeite 20 von 40\r\n2.\r\nWelche Konzepte sind für die Offshore-Wasserstofferzeugung zukünftig denkbar?\r\nAus Sicht des BDEW sollten die Voraussetzungen für Offshore-Elektrolyse technologieoffen ausgestaltet sein, so dass dezentrale Konzepte auf Plattformen oder Clusterlösungen auf künstlichen Energieinseln möglich sind. Für die Anbindung an das Wasserstoffkernnetz ist die Art des Konzepts nicht besonders relevant, da „Open Access“ besteht.\r\n3.\r\nWelche genehmigungsrechtlichen Fragen stellen sich aus Betreibersicht für die Gesamt-projekte und welche Anpassungen des Windenergie-auf-See-Gesetzes wären aus Bran-chensicht erforderlich?\r\nFür die sinnvolle Umsetzung von Offshore-Elektrolyseprojekten müsste das WindSeeG bei der anstehenden Reform so angepasst werden, dass kombinierte Anschlüsse aus Seeka-beln und H2-Pipeline (in oder außerhalb von SEN-Bereichen) rechtlich zulässig sind, siehe BDEW-Positionspapier Juli 2025. Zudem bedarf es einer genehmigungsrechtlichen Konkretisierung, da viele Fragen noch of-fen sind. So z.B. müsste auch grenzüberschreitende Infrastruktur ins WindSeeG aufgenom-men werden, da dies genehmigungsrechtliche Implikationen hat.\r\nD. Skalierung\r\n1.\r\nWie müsste der stufenweise Ausbau der Offshore-Elektrolyse unterstützt und politisch flankiert werden, um mittelfristig eine industrielle Skalierung zu ermöglichen?\r\nAus Sicht des BDEW sollte eine Strategie für die Offshore-Elektrolyse mit einem konkreten Zeitrahmen und Ablaufplan entwickelt und veröffentliche werden, die die verschiedenen Schritte (darunter Demonstrationsprojekte, SEN-1-Ausschreibungen, Festlegungen von weiteren Offshore-Elektrolyse-Bereichen z.B. in Zone 5) darstellt und mögliche Halte-punkte für die notwendigen Entscheidung definiert.\r\nZudem sollten Fördergeldern für die Demonstrationsprojekte in 2026 vergeben und Co-location von erneuerbarer Erzeugung und H2 sowie ein Stromnetzanschluss für SEN-1 zur Erprobung kombinierter Anschlüsse zeitnah ermöglicht sowie werden.\r\nIm Übrigen verweisen wir auf die Antwort zur Frage C.1.\r\n2.\r\nWelche Herausforderungen sehen Sie bei der Ausbildung von Fachkräften für die Kon-struktion, den Betrieb und die Wartung von Offshore-Wasserstoffanlagen?\r\nGrundsätzlich besteht in vielen Branchen der EU derzeit ein Mangel an qualifizierten Fach-kräften für Installation, Wartung und Betrieb. Schweißtechnik zählt zu den zentralen Fähig-keiten, die für die Fertigung und die Offshore-Installation erforderlich sind und in zahlrei-chen Industriezweigen, einschließlich der erneuerbaren Energien und der Offshore-\r\nSeite 21 von 40\r\nWirtschaft, stark nachgefragt werden. Hinzu kommen weitere Hürden, insbesondere die Notwendigkeit spezieller Schulungen für Offshore-Personal.\r\nAllerdings sehen wir neben den allgemeinen Herausforderungen keine weitergehenden speziellen Herausforderungen für die Synchronisierung des Hochlaufs der Offshore-Elekt-rolyse und der Qualifizierung von Fachkräften. Die Kombination aus onshore Erfahrung bzgl. der Elektrolyse und offshore Erfahrung bzgl. der Konstruktion von Windparks und Plattformen erfordert eine Anpassung, aber stellt keine unlösbare Herausforderung dar.\r\n3.\r\nWelche Rolle spielt Offshore-Elektrolyse in einem kostenoptimalem Strom- und H2- Ge-samtsystem 2045, insb. im Vergleich zu rein elektrischem Transport auf See?\r\nDiese Frage wurde detailliert in den bereits zitierten Studien von Frontier Economics (11/2025) und E-Bridge (08/2024) untersucht. In beiden Studien zeigt sich basierend auf Annahmen, dass in einem kostenoptimalen Strom- und Wasserstoffsystem im Jahr 2045 kombinierte Anschlusskonzepte deutliche Vorteile ggü. einer reinen Stromkabelanbindung insbesondere für weit entfernte Flächen bieten können: Auf Grundlage einer erfolgreichen Erprobung der Technologie und eines erfolgreichen Hochlauf des Wasserstoffmarktes kann Offshore-Elektrolyse mit kombinierten Anschlüssen langfristig potenziell eine höhere Auslastung der Infrastruktur, geringere Gesamtinvestitionskosten, verringerte die Strom-preisauswirkungen und eine höhere Flexibilität des Gesamtenergiesystems ermöglichen, da Offshore-Wind-Strom sowohl zur Wasserstoffproduktion als auch selektiv zur Einspei-sung an Land genutzt werden kann. Durch die bidirektionale Nutzung der verbleibenden Kabel kann die Kapazität effizienter genutzt, Knappheitssignale im Strommarkt abge-schwächt und die Wirtschaftlichkeit gegenüber einem rein elektrischen Konzept verbes-sert werden.\r\nAllerdings kann die Frage aufgrund der Unsicherheiten bzgl. der Weiterentwicklung der Offshore-Elektrolyse-Technologie, der Entwicklung eines Wasserstoffmarktes und der all-gemeinen Stromnachfrage Stand jetzt noch nicht abschließend beantwortet werden.\r\n2. Marktintegration und Ausschreibungen\r\n1.1 Gebotsverfahren\r\n1.\r\nWie schätzen Sie einen möglichen Absicherungsbedarf in Zukunft ein? Welche Faktoren sind Ihrer Meinung nach dafür maßgeblich? Wie groß sind die damit verbundenen Unsi-cherheiten?\r\nAus Sicht des BDEW besteht mindestens kurz- und mittelfristig ein erheblicher Absiche-rungsbedarf durch zweiseitige CfDs, um den Offshore-Wind-Ausbau mit hoher\r\nSeite 22 von 40\r\nInvestitionssicherheit, Akteursvielfalt und hohem Wettbewerb fortsetzen und die Ausbau-ziele erreichen sowie Kosten reduzieren zu können. Ein rein marktbasiertes Ausbau-Modell auf Basis der Abfrage der höchsten Zahlungsbereitschaft und möglichen späteren Power Purchase Agreements (PPAs) wird unter den derzeitigen Bedingungen dafür höchstwahr-scheinlich nicht tauglich sein.\r\nDie Gründe dafür sind vielfältig:\r\n›\r\nDie Projektkosten haben sich in den vergangenen Jahren erheblich erhöht. Treiber sind u. a. die Inflation, gestiegene Kapitalkosten, Lieferengpässe, fehlender Wettbewerb in Teilen der Lieferkette, Rohstoff- und Versicherungskosten, Fachkräftemangel sowie zu-nehmender technischer Aufwand durch größere Projektvolumen, Entfernungen zur Küste, größere Wassertiefen und komplexere Infrastruktur. Weitere Mehrkosten kön-nen entstehen durch die Einführung von NZIA-Kriterien, durch den EU-CBAM sowie neue Sicherheitsanforderungen (siehe FEP 2025).\r\n›\r\nOWP-Entwickler sind auf absehbare Zeit mit zunehmenden, schwer prognostizierbaren Preis- und Mengenrisiken im Strommarkt konfrontiert. Der PPA-Markt hat sich deutlich verschlechtert und eine Erholung ist momentan nicht abzusehen. Für die Finanzierung neuer Projekte sind langfristige Stromabnahmeverträge zu festen Preisen unerlässlich. Allerdings können angesichts der aktuellen wirtschaftlichen Lage und unsicherer Stand-ortbedingungen viele energieintensive Unternehmen solche Verträge zunehmend nicht mehr abschließen. Gleichzeitig haben Projektentwickler immer mehr Projektkapazitä-ten aufgebaut, die über Merchant-Modelle vermarktet werden müssen, was das finan-zielle Risiko erhöht: Jeder neue zusätzliche, nicht abgesicherte Windpark steigert das Gesamtrisiko des Portfolios. Um ein wirksames Risikomanagement zu gewährleisten, ist eine Absicherung durch Instrumente wie zweiseitige CfDs notwendig.\r\n›\r\nDie hohe Bebauungsdichte in der deutschen AWZ der Nordsee reduziert die Volllast-stunden und somit das Ertragspotenzial der auszuschreibenden Flächen und umliegen-den Flächen, was wiederum zu höheren Stromgestehungskosten führt und sich negativ auf die Vermarktungsmöglichkeiten auswirkt.\r\nUnter anderem diese Risiken stellen die 2023 und 2024 bezuschlagten Projekte momentan vor große Herausforderungen.\r\nAufgrund dieser mindestens mittelfristig hohen Unsicherheiten und Risiken ist ein durch CfDs abgesicherter weiterer Ausbau erforderlich – wie in anderen Offshore-Wind-Märkten auch. Derzeit führend Dänemark und die Niederlande wieder CfDs ein und UK, und Polen, Frankreich und Belgien halten an CfDs fest für neue/aktuelle Ausschreibungsrunden. Der weltweite Vergleich zeigt deutlich: CfDs erhöhen die Realisierungswahrscheinlichkeit und\r\nSeite 23 von 40\r\nsenken die Stromgestehungskosten. Bislang wurden erst wenige vollständig PPA-finan-zierte Projekte realisiert, während CfD-Projekte einen erheblich besseren Track Record aufweisen.\r\nAus diesen genannten Gründen halten wir eine umfassende Absicherung des weiteren Offshore-Ausbaus durch zweiseitige CfDs für energiewirtschaftlich und industriepolitisch sachgerecht.\r\nNichtsdestotrotz sollte es aus Sicht des BDEW das Ziel sein, dass der Offshore-Wind-Aus-bau langfristig wieder rein marktgetrieben erfolgen kann, sofern die wirtschaftlichen Ge-gebenheiten dies zulassen. Um dies zu erreichen, müssen die notwendigen Voraussetzun-gen für eine höhere Nachfrage an grünen PPAs für die Industriedekarbonisierung und Sek-torenkopplung geschaffen und die Lieferketten- sowie Logistikkapazitäten für den Offs-hore-Wind-Ausbau gesteigert werden.\r\n2.\r\nStimmen Sie den Vorteilen des transparenten Entweder-Oder-Verfahrens zu? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nAus Sicht des BDEW überwiegen die Nachteile die genannten Vorteile des „Entweder-Oder-Verfahrens“:\r\n›\r\nDurch das beschriebene „Entweder-Oder-Verfahren“ kann nur in begrenztem Umfang ermittelt werden, ob das Projekt tatsächlich mittels Gebotskomponente und mögli-chen späteren PPAs rein marktwirtschaftlich realisiert werden kann. Dies liegt – wie im bestehenden System auch – daran, dass zwischen Ausschreibung und Investitions-entscheidung weiterhin drei bis vier Jahre liegen und somit zum Zeitpunkt der Ge-botsabgabe für die Bieter größtenteils unklar ist, ob und zu welchen Konditionen die PPA-Vermarktung erfolgen, die Lieferkette beauftragt und das Projekt finanziert wer-den kann. Daher sind diese Gebote größtenteils Wetten auf eine unsichere Zukunft, ohne dass dadurch die Projektrealisierung und ein stetiger Ausbau sichergestellt ist. Im beschriebenen Entweder-Oder-Verfahren würden damit größtenteils die Nachteile aus dem derzeitigen, laut Studien volkswirtschaftlich ineffizienten und risikobehafte-ten Ausschreibungsdesign (siehe u.a. enervis & SOW 2025) fortgesetzt.\r\n›\r\nBei der Anwendung des Entweder-oder-Verfahrens würden sehr attraktive Flächen voraussichtlich vornehmlich ohne Absicherung vergeben werden und damit ein höhe-res Realisierungsrisiko tragen, während weniger attraktive Flächen in der CfD-Runde landen. Dies führt zu Fehlanreizen und erhöhten Gesamtkosten. Das Entweder-Oder-Verfahren ist nicht anreizkompatibel, um den Offshore-Ausbau zu den geringsten Kosten sicherzustellen und den Absicherungsbedarf des Staates zu minimieren. So-weit es tatsächlich einen Anreiz setzt, das Vergabeverfahren über die\r\nSeite 24 von 40\r\nGebotskomponente\r\n/Zahlungsbereitschaft zu wählen, würden insbesondere die ener-giewirtschaftlichen Ertragsvorteile besonders guter Flächen durch höhere Risikoprä-mien eingeschränkt. Zudem steigt die Unsicherheit, ob solche Flächen tatsächlich ent-wickelt werden. Für den Staat steigt damit die Wahrscheinlichkeit, dass Flächen mit dem höchsten Potenzial für Rückflüsse in einem zweiseitigen CfD nicht genutzt wer-den. Dies wird auch daran deutlich, dass die Vergabe über die Gebotskomponente für Entwickler nur dann attraktiv erscheint, wenn dort höhere Erträge als in einem CfD erwartet werden. Staatliche Einnahmen aus der finanziellen Gebotskomponente sind keine adäquate Kompensation für Rückflüsse aus einem CfD, da die höhere Risikoprä-mie dort eingepreist wird. Auch erschwert das Modell die Feststellung des tatsächlich benötigten Budgets für die CfD.\r\n›\r\nZudem kann die alleinige Anwendung des Entweder-Oder-Verfahrens, das besonders risikoreiche Bieter tendenziell stärker bevorzugt, als andere Verfahren, zu einer star-ken Konzentration von Marktmacht auf wenige Unternehmen und damit zu weniger Wettbewerb, Akteursvielfalt sowie zu Clusterrisiken führen.\r\n›\r\nWenn es im Entweder-Oder-Modell unsicher ist, ob CfDs wirklich verfügbar sind, könnten verschiedene Entwickler aufgrund der Kosten einer Beteiligung an der Aus-schreibung erst gar nicht teilnehmen, was im Extremfall zu einem Scheitern einer Ausschreibung führen könnte.\r\nAus diesen Gründen ist das beschriebene Entweder-Oder-Verfahren aus Sicht des BDEW al-lein nicht ausreichend geeignet, um den Offshore-Wind-Ausbau mit der notwendigen Rea-lisierungswahrscheinlichkeit und Akteursvielfalt fortzusetzen sowie die Stromerzeugungs-kosten zu senken.\r\nDer BDEW spricht sich anstelle des Entweder-oder-Verfahrens deutlich für ein Gebotsver-fahren basierend auf der direkten Vergabe von CfDs für alle Flächen und Flächenarten aus, da dies aus unserer Sicht das geeigneter ist, um eine vergleichsweise hohe Realisie-rungswahrscheinlichkeit und damit Planbarkeit für die Lieferketten sicherzustellen, die Stromgestehungskosten zu senken, die Akteursvielfalt sowie den Wettbewerb bestmöglich zu erhalten und den Absicherungsbedarf des Staates zu minimieren. Wir würden durch ein solches „CfD-only-Modell“ für alle Flächen keine höheren volkswirtschaftlichen Kosten er-warten im Vergleich zum Entweder-oder-Verfahren. Zudem würde es stark dazu beitragen, den deutschen Offshore-Wind-Markt konkurrenzfähig mit anderen Offshore-Wind-Märkten in Europa und weltweit halten.\r\nSollte eine reine Vergabe der Flächen durch direkte CfD-Auktionen nicht möglich/nicht ge-wünscht sein, dann wäre aus Sicht des BDEW alternativ auch ein gemischtes Modell bzw.\r\nSeite 25 von 40\r\n„Zwei-Säulen-Modell“ (eventuell aufbauend auf den derzeitigen zwei unterschiedlichen Ausschreibungsrunden) grundsätzlich vorstellbar, in dem ein Großteil der Flächen per di-rekter CfD-Auktion vergeben werden, um die zuvor genannten Ziele zumindest teilweise zu erfüllen sowie die präferenzkompatible Beteiligung an den Ausschreibungen und die Möglichkeit eines marktgetriebenen Ausbaus bestmöglich in Einklang zu bringen.\r\nEin solches alternatives „Zwei-Säulen-Modell“ könnte z.B. wie folgt ausgestaltet sein: Säule 1 Säule 2\r\nGebotsverfahren\r\n„Entweder-Oder-Verfahren“ mit dynamischen oder ein-maligen verdeckten Geboten\r\nDirekte CfD-Ausschreibung („CfD-only-Modell“, dyna-misch oder verdeckt)\r\nAnteil am jährlichen Auktionsvolumen\r\nCirca ¼ oder ⅓\r\nMindestens ¾ oder ⅔\r\nIn einem solchen Zwei-Säulen-Modell oder anderen gemischten Modellen könnte ein Teil der Flächen in einer Ausschreibungsrunde mit der Möglichkeit auf einen rein marktgetrie-benen Ausbau vergeben werden, während der Großteil der Flächen in einer zweiten Aus-schreibungsrunde direkt mit CfD verauktioniert wird. Der Anteil des Ausschreibungsvolu-mens, der nach Säule 1 oder 2 verauktioniert wird, kann aufbauend auf den Ergebnissen der Ausschreibungen und den marktlichen Entwicklungen flexibel je nach Jahr angepasst werden, um einen möglichst stetigen Ausbau sicherzustellen. Dabei sollte ein Mindestan-teil von Säule 2 beachtet werden, um einen stetigen Ausbau unabhängig von Entwicklun-gen im Strom- und PPA-Markt sicherzustellen.\r\n3.\r\nStimmen Sie zu, dass das Entweder-Oder-Verfahren für beide Flächenarten genutzt wer-den sollte? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nDas Entweder-Oder-Verfahren sollte – aus den zuvor genannten Gründen – wenn über-haupt, nur für einen Teil der Flächen bzw. für eine Flächenart genutzt werden. Details siehe Antwort zu 2.\r\n4.\r\nStimmen Sie zu, dass das Verfahren jeweils (also für Zahlung wie CfD) dynamisch ablau-fen sollte? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nDer BDEW sieht Vorteile und Nachteile von dynamischen Gebotsverfahren im Vergleich zu verdeckten Gebotsverfahren, ohne klare Präferenz für eines der beiden Verfahren.\r\nWährend Analysen und Erfahrungen aus anderen Ländern/Bereichen zeigen, dass dynami-sche Auktionsverfahren dazu beitragen können, den Winner’s Curse zu reduzieren, kann\r\nSeite 26 von 40\r\ndieser Zusammenhang anhand der Erfahrungen aus den verschiedenen deutschen Offs-hore-Wind-Auktionen seit 2023 nicht eindeutig festgestellt werden.\r\nUnabhängig von Art des Verfahrens ist allerdings die transparente Veröffentlichung der Auktionsergebnisse für ein optimales Marktergebnis sinnvoll.\r\n5.\r\nStimmen Sie den negativen Anreizen eines PPA-Carve-Outs im Entweder-Oder-Verfahren zu? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nDer BDEW sieht sowohl negative als auch positive Anreize durch die Möglichkeiten eines PPA-Carve-Out oder -Opt-Outs in den jeweiligen Gebotsverfahren:\r\nArgumente für ein PPA-Carve-Out:\r\n›\r\nBeispiele aus anderen Ländern (u. a. Niederlande, Dänemark, Vereinigtes Königreich) zeigen, dass durch eine mögliche Kombination aus PPA-Carve-Outs in Verbindung mit einmaligen Lump-sum-Payments und/oder Upside-Sharing-Ansätzen grundsätzlich eine ausgewogene Verteilung von Chancen und Risiken zwischen Staat und Unternehmen unterstützt werden kann. Solche Mechanismen können – je nach Ausgestaltung – dazu beitragen, Finanzierungsbedingungen zu stabilisieren, staatliche Einnahme- und Ausga-benprofile planbarer zu machen und gleichzeitig marktnahe Elemente in CfD-Modellen zu erhalten.\r\n›\r\nDie Möglichkeit einer einmaligen Entscheidung zum PPA-Carve-Out oder PPA-Opt-Out (ohne Rückkehrrecht) kann die Dekarbonisierung der Industrie und den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft im sonst CfD-basierten System unterstützen und somit ähnlich wie ein Industriestrompreis wirken.\r\n›\r\nDie Möglichkeit auf einen PPA-Carve-Out oder -Opt-Out kann potenziell zu einer euro-parechtskonformen Ausgestaltung des Ausschreibungsdesigns beitragen.\r\nArgumente gegen ein PPA-Carve-Out:\r\n›\r\nDas System sollte so einfach wie möglich ausgestaltet sein und unerwünschte Quersub-ventionierungen verhindern.\r\n›\r\nJe nach Ausgestaltung kann die Option des PPA-Carve-Outs die Realisierungsrisiken aufgrund unsicherer Erlöserwartungen erhöhen, die Abschöpfungssummen im CfD für den Staat reduzieren und somit auch die CfD-Budgetbestimmung belasten.\r\n›\r\nAuch auf die Option eines Opt-Outs nach FID sollte verzichtet werden, um Cherry-Pi-cking zu vermeiden.\r\n6.\r\nStimmen Sie dem Wechsel auf ein sequenzielles Verfahren zu? Falls nicht, bitte begrün-den Sie Ihre Antwort.\r\nSeite 27 von 40\r\nAus Sicht des BDEW ist ein sequenzielles Verfahren eher abzulehnen, da die Nachteile die Vorteile nach unserer Einschätzung überwiegen. Bei einem sequenziellen Gebotsverfahren müssten etwaige erwartete Synergiepotentiale bereits in der ersten Auktion der Sequenz aggressiv eingepreist werden müssen, um Zuschläge zu erhalten, allerdings mit dem Risiko, keinen Zuschlag für die zweite, verbundene Fläche zu erhalten. Dies würde wiederum zu einem erhöhten Realisierungsrisiko und zu Markteintrittshürden für neue Akteure führen. Ein sequenzielles Verfahren würde daher Komplexität und Risiken für alle Bieter erhöhen. Des Weiteren muss die Sequenz initial festgelegt werden, was bezüglich der Diskriminie-rungsfreiheit herausfordernd erscheint. Daher sollten die Flächen besser so festgelegt und ausgeschrieben werden, dass alle Flächen attraktive, alleinstehende Projekte ermöglichen.\r\nAllerdings sollten Wechsel zwischen den Flächen bei parallelen, dynamischen Auktionen mehrerer Flächen ermöglicht werden, indem ein System aus Gebotsrundenpunkten (sog. „Token“) eingeführt wird (siehe BDEW-Positionspapier 2025, Kapitel 4.2). Dieses internati-onal erprobte Verfahren sichert eine effiziente Zuteilung und kann zur Verhinderung spe-kulativer Gebote (z.B., um auf allen Flächen eine Zuschlagschance zu behalten) beitragen. Gleichzeitig ist volle Transparenz über die Anzahl der Bieter und die Gebote in jeder Runde zu gewährleisten.\r\nUm die Allokationseffizienz zu steigern, ist es für Bieter in einem solchen System möglich, ihre Zahlungs- bzw. Gebotsbereitschaft über die gesamte Auktion auszuspielen, unabhän-gig von der Gebotsentwicklung einzelner, individueller Flächen in der Auktion. Das bedeu-tet, dass ein Bieter stets nur einen Gebotsrundenpunkt hat, welchen er auf die Fläche \"le-gen\" kann, auf welche er in der Gebotsrunde zu bieten denkt. In der nächsten Gebots-runde kann dieser Punkt für eine andere Fläche verwendet werden, womit der \"Wechsel\" zwischen Flächen ermöglicht ist. Nutzt ein Bieter den Punkt in einer Runde nicht, scheidet er aus dem Gebotsverfahren aus. Durch mehr Information für die Bieter (Anzahl und Höhe der Gebote auf allen zur Auktion stehenden Flächen) und größeren Handlungsspielraum (Wechsel der Gebote zwischen den Flächen) wird deren Gebotsverhalten effizienter und damit die Allokationseffizienz gesteigert. Dabei wird die Unsicherheit im Gebotsverfahren reduziert. Zudem wird das Risiko für den sogenannten „Winner‘s Curse“ effektiv begrenzt, während sichergestellt werden kann, dass der Bieter mit der jeweils höchsten Zahlungsbe-reitschaft bzw. niedrigstem Kostenniveau einen entsprechenden Zuschlag erhält.\r\n1.2 Absicherung\r\nFür die Einführung von zweiseitigen CfDs empfiehlt der BDEW ein zweistufiges Vorgehen (siehe auch Offshore-Wind-Branchenerklärung 2025):\r\nSeite 28 von 40\r\n1.\r\nIn der ersten Stufe sollte die gleitende Marktprämie durch einen möglichst einfach ausgestalteten produktionsabhängigen CfD ersetzt werden, aufbauend auf internatio-nalen Beispielen im Offshore-Wind-Bereich. Hierzu gehört die Umsetzung der EU-rechtlich verpflichtenden Übererlös-Abschöpfung. Der Claw-Back-Mechanismus sollte in der ersten Stufe in den bestehenden Fördermechanismus eingebaut werden – ange-lehnt an die europäischen Mindestanforderungen. So z.B. könnte der Abschöpfungs-mechanismus relativ einfach umgesetzt werden, indem die Marktprämie künftig auch negativ werden kann.\r\n2.\r\nIm zweiten Schritt sollte zu einem etwas späteren, aber bereits jetzt definierten Zeit-punkt – nach einer fachlichen Diskussion mit der Energiewirtschaft – ein mittel- bis län-gerfristig geltender Finanzierungsmechanismus in Form eines produktionsunabhängi-gem CfDs für Offshore Wind eingeführt werden. Die Offshore Wind Branche sieht pro-duktionsunabhängige CfDs als am besten geeignet an, um Versorgungssicherheit, Kos-teneffizienz, Dekarbonisierung und eine räumlich und zeitlich optimierte Marktintegra-tion von Offshore-Wind-Strom zu ermöglichen. Erlössicherheit und systemdienliche Einsatzanreize werden gekoppelt. Aufgrund der erwarteten Komplexität bei der Ein-führung produktionsunabhängiger Systeme sehen wir aber eine längere Vorberei-tungszeit über 2026 hinaus als notwendig an. Dadurch wird auch ermöglicht, von der Erfahrung anderer Länder bei der Einführung von produktionsunabhängigen CfDs zu lernen.\r\n1.\r\nWelche Besonderheiten gilt es Ihrer Einschätzung nach beim möglichen CfD-Design für Windenergie auf See ggü. landseitigen Technologien zu berücksichtigen?\r\nAus Sicht des BDEW sind folgende Besonderheiten zu berücksichtigen:\r\n›\r\nEine geeignete sektorspezifische Indexierung (siehe unten) muss enthalten sein auf-grund des langen Zeitraums zwischen Ausschreibung und FID, der bei anderen EE-Technologien nicht gegeben ist.\r\n›\r\nDie CfD-Laufzeiten sollten mindestens 20 Jahre ab Inbetriebnahme der Anlagen be-tragen, denn längere Laufzeiten führen zu einer Senkung der Stromgestehungskosten und der Zuschlagswerte.\r\n›\r\nBei produktionsunabhängigen CfDs muss die Methodik der Referenzanlage bzw. des Referenzwerts möglichst einfach, praktikabel, standort- oder anlagenspezifisch und für die Realisierung von Neuanlagen risikoarm ausgestaltet ist. Die genaue Ausgestal-tung sollte in Zusammenarbeit mit der Branche erfolgen, um möglichst keine neuen Probleme zu schaffen. Die Referenzanlage muss auch deshalb sorgfältig definiert wer-den, um sicherzustellen, dass durch die Anwendung produktionsunabhängiger CfDs\r\nSeite 29 von 40\r\nnicht potenziell auch höhere Systemkosten entstehen könnten. Daher sollte in die-\r\nsem Zusammenhang ein geeignetes Monitoring- und Sanktionierungssystem einge-führt werden.\r\n›\r\nProduktionsunabhängige CfDs lassen sich im Offshore-Wind-Bereich einfacher reali-sieren als bei Onshore-Wind und PV, da es sich um vergleichsweise wenige, große Projekte mit ähnlichen Rahmenbedingungen (z.B. Erzeugungsprofilen) handelt. Zu-dem ergeben sich folgende offshore-wind-spezifische Vorteile eines produktionsun-abhängigen CfDs:\r\n\r\nEin produktionsunabhängiger CfD entkoppelt die Erlöse des Erzeugers der tat-sächlichen Einspeisung. In diesem Modell der Erlösabsicherung erfolgt die Be-stimmung der Vergütung modellbasiert, anhand des Produktionspotentials, welches z.B. bei Offshore Wind abhängig ist von der jeweiligen Seefläche, des Windvorkommens sowie der gewählten Turbinen. Die CfD-Zahlung ergibt sich im Grundmodell aus dem Produkt von einmalig festgelegtem Produktionspo-tential und Zuschlagpreis abzüglich des stündlichen Spotmarkt-Preises. Hier-durch werden Preis- sowie Volumenrisiken des Erzeugers adressiert, was den Business Case gut prognostizierbar macht und die Kapitalkosten senkt.\r\n\r\nDurch diese Unabhängigkeit der Erlösgenerierung kann auch der ÜNB mehr Freiheitsgrade bei der Ab- oder Zuregelung von OWPs erhalten, ohne Opposi-tion durch den Windparkbetreiber. Ein systemdienliches Verhalten ist einfacher zu erreichen. Auch eine komplexe Kompensation der OWPs ist (theoretisch) nicht mehr nötig. Hierfür braucht es aber eine einmalige Regelung des Zusam-menwirkens von CfD-Zahlung, Redispatch bzw. OPEX (und eventuellen TAG (transmission access guarantees) bei hybriden Interkonnektoren und Offshore-Gebotszonen), um eine Überkompensation zu vermeiden. Für die Ausgestal-tung eines solchen Windpark-Modells liegen alle Daten vor, ein Branchenkon-sens wäre hier der einfachste Weg für eine Regelung.\r\n\r\nIm Gegensatz dazu adressieren produktionsbasierte CfDs lediglich das marktba-sierte Preisrisiko der Erzeuger. Volumenrisiken aufgrund von eingeschränkter Einspeisung verbleiben zunächst beim Produzenten und steigen perspektivisch durch den Zubau volatiler Erzeugung an. Insbesondere auch für Offshore-Wind-parks, angeschlossen an hybride Interkonnektoren-Projekte, ist diese Form der Absicherung nicht ausreichend. Zusätzliche und für diese hybride Marktsitua-tion spezifische Volumenrisiken in Offshore-Gebotszonen können aufgrund der Anbindung mittels Interkonnektor kaum prognostiziert oder über Langfristpro-dukte abgesichert werden.\r\nSeite 30 von 40\r\n›\r\nAbschattungseffekte zwischen Windparks sind für die Wirtschaftlichkeit von Offs-hore-Windparks deutlich relevanter als für Onshore-Windparks. Daher sollten unvor-hersehbare Veränderungen bei den Abschattungseffekten zwischen verschiedenen Offshore-Windparks beim CfD-Design mitberücksichtigt werden, da sie auch nach-träglich durch den Zubau weiterer Anlagen in der Umgebung, in der der deutschen AWZ und den AWZs der Nachbarländer erhöht werden können. So zum Beispiel könn-ten sich die Ausbaupläne in der niederländischen AWZ nach der Ausschreibung von dt. Flächen aufgrund politischer Entwicklungen ändern und somit zu signifikanten Er-tragsverlusten bei den deutschen Windparks führen, ohne dass dies vorher zum Zeit-punkt der Gebotsabgabe mit eingepreist werden konnte.\r\n2.\r\nStimmen Sie den Herausforderungen bei der Indexierung und damit auch der Tendenz gegen einen Index zu?\r\nDer BDEW stimmt den genannten Herausforderungen und der Tendenz ausdrücklich nicht zu. Aus Sicht des BDEW ist eine Indexierung zwingend notwendig und die Vorteile der In-dexierung überwiegen sehr deutlich die lösbaren Herausforderungen:\r\nZu den Herausforderungen/Nachteilen:\r\n›\r\n„Indexierung vermindert Anreize langfristige Kostenrisiken zu reduzieren“: In der The-orie mag das naheliegend sein, aber in der Praxis sind die Möglichkeiten der langfris-tigen Absicherung gegenüber Kostensteigerungen sehr begrenzt. In der Regel sind Hersteller nicht bereit, sehr langfristig Preise zu fixieren und somit können auch lang-fristige Vertragsbeziehungen zwischen Entwicklern und Lieferanten das Inflationsri-siko nicht beseitigen. Bei Rahmenlieferverträgen werden Preissteigerungen meist an die Entwickler weitergegeben; diese sind also nicht vor Inflation geschützt. Und das Inflationsrisiko bei den Lieferanten zu belassen wäre auch keine nachhaltige Lösung.\r\n›\r\nUmsetzung der Indexierung: Länder mit erfolgreichen CfD-Regimen, wie z.B. Großbri-tannien, Belgien, Frankreich und Polen, haben sich für eine Indexierung entschieden; die Umsetzung ist möglich und kann aufbauend auf den internationalen Erfahrungen in Form eines sektorspezifischen Erzeugerpreisindex oder eines branchenspezifischen Kostenindikators ausgestaltet sein. Einfache CPI-Indexierungen können den Zweck der offshore-spezifischen Absicherung nicht erfüllen.\r\nAuch die Europäische Kommission hat im Mai 2024 die Indexierung von CfDs in ihrer Empfehlung zur Gestaltung von Auktionen für erneuerbare Energie empfohlen: „ Die Mitgliedstaaten sollten in Erwägung ziehen, in die Auktionsgestaltung Indexierungs-klauseln aufzunehmen, um eine vollständige und fristgerechte Fertigstellung der Pro-jekte zu gewährleisten, insbesondere in Fällen, in denen eine Absicherung durch die\r\nSeite 31 von 40\r\nUnternehmen nicht möglich oder zu teuer ist, sowie gleichzeitig für eine ausgewogene Risikoteilung zwischen dem Projektträger und dem Auktionator sorgen und die Ver-fügbarkeit verschiedener Risikominderungsoptionen berücksichtigen. Bei Auktionen, bei denen staatliche Beihilfen in Form einer direkten Preisstützung gewährt werden, sollten die Mitgliedstaaten die Aufnahme von Indexierungsklauseln für die Bauphase des Projekts in Erwägung ziehen.“\r\nZu den Vorteilen der Indexierung:\r\n›\r\nEine Indexierung des CfD-Zuschlagswertes, zumindest bis zur FID (bzw. zum zweiten Meilenstein nach § 81 Abs. 1 Nr. 2 WindSeeG 2023) des OWP, ist volkswirtschaftlich sinnvoll, in anderen Märkten etabliert und für die Projektrealisierung essenziell. Ohne Indexierung müssen Entwickler und Finanzierer das Inflations- und Kostensteige-rungsrisiko sowie eventuelle geopolitische Krisen über einen Zeitraum von bis zu fünf Jahren einpreisen, was in höheren Gebotspreisen resultiert; diese Aufschläge können höher als die Kosten der CfD-Absicherung durch den Staat. In den letzten Jahren ha-ben die Inflation und die offshore-spezifischen Kostensteigerungen unerwartete Hö-hen erreicht. In der geopolitisch weiterhin hoch volatilen Situation und in Zeiten von stark steigender Staatsverschuldung sind die inflations- und kostenbedingten gestie-gen.\r\n›\r\nDie Erfahrungen aus den Ländern mit CfDs für Offshore-Windparks zeigen, dass eine geeignete, sektorspezifische Indexierung in Form eines Herstellerpreisindex oder ei-nes branchenspezifischen Kostenindikators ein zwingend notwendiges Element für den Erfolg der CfD-Absicherung ist. Ist die Indexierung nicht sinnvoll gewählt, können Projekte scheitern. Angesichts der Zeitspanne zwischen der Zuschlagserteilung und der Finanzierungentscheidung muss der CfD-Zuschlagswert die tatsächlichen Schwan-kungen bei Rohstoffpreisen, Finanzierungskosten, Inflation und Veränderungen der Herstellungskosten bis zur Errichtung berücksichtigen. Die konkrete Ausgestaltung sollte in Zusammenarbeit mit der Branche erfolgen und sich an guten internationalen Beispielen orientieren.\r\n1.3 Qualitative Kriterien\r\nDer BDEW unterstützt die Überarbeitung der existierenden qualitativen Kriterien im Wind-SeeG und sowie die übergeordneten Ziele des Net-Zero Industry Act (NZIA). Bei der nationalen Umsetzung des NZIA sollte unbedingt beachtet werden, dass:\r\n›\r\ndie Vorgaben möglichst europaweit harmonisiert und bürokratiearm angewandt wer-den,\r\nSeite 32 von 40\r\n›\r\ndie Umsetzung möglichst nah an den europäischen Mindestvorgaben erfolgt, und\r\n›\r\ndie neuen Kriterien nicht zu unverhältnismäßig hohen Kostensteigerungen, sinkendem Bieterinteresse oder Projektabbrüchen führt.\r\nDie Anwendung der NZIA-Resilienzkriterien sollte auf maximal 30 % des jährlichen EE-Aus-schreibungsvolumen gemäß Art. 26 Abs. 5 NZIA beschränkt werden.\r\nAus Sicht des BDEW sollten die NZIA-Resilienz- und Nachhaltigkeitskriterien (bzw. eine be-grenzte Auswahl derer) nur für einen Teil der jährlichen Offshore-Wind-Flächen angewandt werden. Zudem halten wir Präqualifikationskriterien für tendenziell einfacher umsetzbar für alle Beteiligten und besser planbar bzgl. des Ergebnisses, wohingegen die Parametrierung von qualitativen Zuschlagskriterien sehr herausfordernd und fehleranfällig sein kann.\r\n1.\r\nBefürworten Sie einen möglichen Wechsel von einer endogenen Bewertungsskala für qualitative Kriterien zu einer exogenen Bewertungsskala? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nSollten Zuschlagskriterien angewandt werden, die im Vergleich zu Präqualifikationskrite-rien komplexer in der Ausgestaltung sind, dann würde der BDEW einen Wechsel auf eine exogene Bewertungsskala befürworten, um eine um eine transparentere Vergleichbarkeit zu ermöglichen. Wichtig dabei ist, dass die vordefinierten Schwellen/Bewertungsska-len/Punktebereiche sowie die qualitativen Kriterien selbst praxistauglich, diskriminierungs-frei und zielführend ausgestaltet werden, so dass jeder Bieter vorab genau einschätzen kann, wie viele Punkte er für eine bestimmte Leistung oder Qualität erhält. Die genaue Ausgestaltung aller NZIA-Kriterien sollte in enger Zusammenarbeit mit der Branche erfol-gen und im Detail konsultiert werden.\r\n2.\r\nWie bewerten Sie den administrativen Mehraufwand, der mit der Umsetzung der ver-pflichtenden Präqualifikationskriterien („verantwortungsvolles unternehmerisches Han-deln“, „Cyber- und Datensicherheit“ und „Fähigkeit, das Projekt vollständig und fristge-recht durchzuführen“) einhergehen könnte?\r\nAus Sicht des BDEW kann durch die Umsetzung der Kriterien ein relativ hoher, aber bisher nicht quantifizierbarer administrativer Mehraufwand einhergehen. Daher sollten nur Krite-rien gewählt werden, die einen hohen Mehrwert schaffen. Zudem sollte darauf geachtet werden, dass die Präqualifikationskriterien die konzentrierte Lieferkette nicht gefähr-den/verkleinern.\r\n3.\r\nWie können Präqualifikationskriterien mit niedrigem bürokratischen Aufwand für Projek-tierer und die administrierenden Behörden ausgestaltet werden, ohne dass diese Krite-rien ihre Wirkung verlieren? Wie und zu welchem Zeitpunkt kann der Nachweis der Ein-haltung dieser Kriterien erfolgen und überprüft werden?\r\nSeite 33 von 40\r\nBei der Umsetzung ist es entscheidend, dass Doppelanforderungen und doppelte Bericht-erstattungen durch die Präqualifikationskriterien vermieden werden und eine praxisnahe, verhältnismäßige sowie europaweit einheitliche Umsetzung sichergestellt wird.\r\nZur Vermeidung einer doppelten Berichterstattung sollten Unternehmen, die bereits nach der EU-Richtlinie zur Unternehmens-Nachhaltigkeitsberichterstattung (Corporate Sustaina-bility Reporting Directive), CSRD konforme Nachhaltigkeitsberichte als Teil ihres Lagebe-richts veröffentlichen, von weiteren Nachweispflichten in Bezug auf verantwortungsvolles unternehmerisches Handeln ausgenommen sein.\r\nZudem sollte sichergestellt werden, dass die Kriterien so definiert sind, dass sie nahezu ausschließlich durch den Entwickler/Projektierer beeinflusst werden können. Kriterien, die auch die Lieferkette und insbesondere Elemente einbeziehen, die nicht unmittelbar in der Hand des Entwicklers liegen, sollten nur begrenzt eingesetzt werden (bspw. Auszubilden-denquote gem. §53 Abs. 6 WindSeeG).\r\nDer Nachweis der Einhaltung kann unter anderem durch Veröffentlichungspflichten zu den ergriffenen Maßnahmen sowie den durchgeführten Untersuchungen durch den bezu-schlagten Bieter erbracht werden.\r\n4.\r\nWelche Folgen ergeben sich bei den Präqualifikationskriterien „verantwortungsvolles un-ternehmerisches Handeln“ und „Cyber- und Datensicherheit“ durch die Verweise im Durchführungsrechtsakt zu Art. 26 NZIA auf Pflichten und Vorgaben in bestehenden EU-Rechtsakte (insbesondere NIS-2, CSDDD, CSRD)?\r\nAktuell wird auf EU-Ebene über das erste Omnibus-Paket (Omnibus I) zur Änderung der Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) und die Corporate Sustainability Due Diligence Directive (CSDDD) verhandelt. Die neue Richtlinie soll Vereinfachungen enthal-ten, die für die nationale Umsetzung in Deutschland sinnvollerweise abgewartet werden sollten. Würde jetzt eine Umsetzung ausschließlich auf Basis der derzeit geltenden CSRD (EU 2022/2464) erfolgen, bestünde das Risiko eines zusätzlichen Aufwandes zur Anpas-sung nach Verabschiedung des Omnibus-I. Der Abschluss der Triloge ist zwar für 2025 an-gestrebt, ein verbindliches Datum liegt jedoch bisher nicht vor.\r\nDer ausdrückliche Verweis in Artikel 5 des Durchführungsrechtsakts auf die NIS-2-Richtlinie wird positiv bewertet; in Deutschland sollte eine zügige Umsetzung der europäischen NIS-2-Vorgaben erfolgen.\r\n5.\r\nWie kann beim Präqualifikationskriterium der „Cyber- und Datensicherheit“ die Vorgabe, dass der Bieter die Cybersicherheitsanforderungen auch entlang der Lieferkette sicher-stellen muss (vgl. Art. 5 Buchstabe c Durchführungsrechtsakt zu Art. 26 NZIA),\r\nSeite 34 von 40\r\neingehalten und kontrolliert werden? Kann damit ein Zugriff auf die WKA durch Dienst-\r\nleister oder Hersteller ausgeschlossen oder manipulationssicher überwacht werden?\r\nBieter können die Einhaltung von Cybersicherheitsanforderungen in der Lieferkette nicht effektiv durchsetzen oder garantieren. Einzig möglich sind vertragliche Verpflichtungen von Lieferanten und Dienstleistern zur Netzwerk- und Datensicherheit sowie zur operati-ven Kontrolle von Anlagen, aber vertragswidriges Verhalten kann nicht ausgeschlossen werden.\r\n6.\r\nErgeben sich ihrer Erwartung nach Probleme bei der Erfüllung der Vorgaben des Art. 7 Abs. 3 Durchführungsrechtsakt zu Art. 26 NZIA?\r\nJa, aus Sicht des BDEW sind die Vorgaben des Art. 7 Abs. 3 für den Bereich der Permanent-magneten derzeit wahrscheinlich noch nicht erfüllbar, da laut WindEurope-Angaben über 90 % der in Offshore-Windenergieanlagen verwendeten Permanentmagneten aus China in die EU importiert werden. Nach der Vorgabe müssen bei 75 % der Windenergieanlagen in einem Gebot, der Anteil von chinesischen Permanentmagneten unter 85 % liegen.\r\nZudem dominiert China auch den globalen Markt für die Produktion und Verarbeitung von Seltenen Erden, wie Neodym und Dysprosium, die in Permanentmagneten enthalten sind. Aktuell stammen etwa 70 % der weltweiten Förderung Seltener Erden aus China, während das Land sogar 90 % der globalen Weiterverarbeitung kontrolliert (2025). Diese Konzentra-tion erschwert den Aufbau europäischer Produktionskapazitäten für Permanentmagneten, insbesondere wenn wie zuletzt Exportbeschränkungen eingeführt werden.\r\n7.\r\nWie kann für Zwecke des Resilienzkriteriums der Nachweis der Herkunft von Endproduk-ten und einzelnen Komponenten mit wenig bürokratischem Aufwand für Projektierer und die administrierenden Behörden gelingen? Wie kann eine effektive Umsetzung möglichst bürokratiearm erfolgen und die Einhaltung überprüft werden? Wie bewerten Sie in die-sem Zusammenhang die Vorgabe in Art. 16 Abs. 5 Durchführungsrechtsakt zu Art. 26 NZIA, wonach der Bieter zur Bewertung des Resilienzkriteriums „Zollunterlagen gemäß der Verordnung (EU) Nr. 952/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates, soweit verfügbar, und andere einschlägige Unterlagen zum Nachweis des Ursprungs oder des Orts der Montage der Netto-NullTechnologie oder ihrer wichtigsten spezifischen Bau-teile, einschließlich Rechnungen oder anderer Mittel, vorzulegen“ hat?\r\nDerzeit ist es für die Auktionsteilnehmern in der Regel nicht möglich, den prozentualen Anteil von Haupt- und Nebenkomponenten bei Offshore-Windenergieanlagen selbst nach-vollziehbar nachzuweisen oder final zu belegen. Dies können nur die Hersteller/Lieferan-ten der Technologie.\r\nSeite 35 von 40\r\nEin möglichst bürokratiearmer Nachweis des Resilienzkriteriums sollte auf flexible Ver-pflichtungserklärungen der Bieter bei Gebotsabgabe und eine abschließende Prüfung an-hand relevanter Belegdokumente bei Inbetriebnahme setzen, während Zwischen- und De-tailnachweise sowie eine frühzeitige vertragliche Absicherung vermieden werden sollten.\r\nAus Sicht des BDEW sollte für den Nachweis der Herkunft der Endprodukte als auch der Schlüsselkomponenten auf bereits existierende und ggf. erweiterbare Vorgaben zu Zolldo-kumenten aufgebaut werden, um sowohl Kostensteigerungen als auch unnötige Bürokra-tie zu vermeiden. Dies erfordert einen gewissen Aufwand auf der Hersteller- bzw. Lieferan-tenseite, ist aber solide, insbesondere aufgrund einer verbindlichen Gültigkeit des Ur-sprungszeugnisses gemäß EU-Zollkodex. Darüber hinaus könnte dies europaweit einheit-lich umgesetzt werden. Eine Herausfordernd dabei ist es, dass nicht für sämtliche Schlüs-selkomponenten und Endprodukte Codelisten existieren, diese müssten zunächst entspre-chend erstellt werden.\r\n8.\r\nIm Offshore-Bereich erfolgt die verbindliche Beauftragung der Lieferkette im Regelfall erst nach abgeschlossener Ausschreibung. Damit wäre ein nachgelagerter Nachweis des Resilienzkriteriums erforderlich. Worauf ist bei der Ausgestaltung zu achten?\r\nSchritt 1 - Nachweis zum Zeitpunkt der Auktionsteilnahme:\r\nZum Zeitpunkt der Ausschreibung der Flächen kann der Bieter noch keine Herstellererklä-rung vorlegen, da die Genehmigung der Anlagen und Beauftragung der Lieferkette erst (mehrere) Jahre nach Ausschreibung erfolgt. Zudem ist es aufgrund der aktuellen Marktsi-tuation für die OWP-Entwickler derzeit häufig nicht mehr möglich, vor der Angebotsab-gabe etwaige Vorverträge mit den Herstellern abzuschließen. Stattdessen können die Her-steller nur noch grobe Indikationen zu den potenziellen Turbinenverfügbarkeiten und -Kos-ten geben.\r\nAus diesen Gründen sollte der Entwickler vor oder zum Zeitpunkt der Ausschreibung eine einfache Verpflichtungserklärung abgeben, in der dieser sich verpflichtet, die Lieferkette entsprechend den relevanten Vorgaben aus dem NZIA je nach Abhängigkeit und nationaler Umsetzung zu beauftragen. Somit wird anschließend ein nachgelagerter Nachweis der Ein-haltung des Resilienzkriteriums erforderlich.\r\nSchritt 2 - Zum Zeitpunkt der Finanzierung des Projekts bzw. der Realisierung:\r\nOption a): Der Nachweis könnte zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme in Form von Zolldoku-menten erfolgen. Dies würde die Flexibilität und Praktikabilität bei der Umsetzung für die Projektentwickler sicherstellen und somit die Einhaltung des Resilienzkriteriums ermögli-chen:\r\nSeite 36 von 40\r\n›\r\nFür importierte Endprodukte als auch der Schlüsselkomponenten sollten Zolldoku-mente erstellt werden, die den Ursprung nachweisen und dann ggf. an die Aufsichts-behörde weitergeleitet werden\r\n›\r\nDies erfordert einen gewissen Aufwand auf der Lieferantenseite, ist aber solide, ins-besondere aufgrund einer verbindlichen Gültigkeit des Ursprungszeugnisses gemäß EU-Zollkodex. Darüber hinaus könnte dies europaweit einheitlich umgesetzt werden. Herausfordernd könnte sein, dass nicht für sämtliche Schlüsselkomponenten und Endprodukte Codelisten existieren, diese müssten entsprechend erstellt werden.\r\nOption b): Alternativ könnte der Nachweis über die Einhaltung des Resilienzkriteriums im Rahmen der verpflichtenden Einreichung des Finanzierungsnachweises nach § 81 Abs. 2 Nr. 2 WindSeeG, inkl. der verbindlichen Verträge über die Bestellung der Komponenten, erbracht und überprüft werden. Dieser Nachweis muss laut den Realisierungsfristen des aktuellen WindSeeG 34 Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermins des Wind-parks – also circa drei Jahre vor Bau des Windparks und je nach Flächenkategorie circa 2 bis 4 Jahre nach der Ausschreibung – erbracht werden. Hierdurch würde der Zusatzauf-wand bei der Nachweiserbringung minimiert werden.\r\n9.\r\nWelches der in Art. 26 NZIA angelegten Nachhaltigkeitskriterien halten Sie für die Offs-hore-Wind-Ausschreibungen für besonders geeignet – insbesondere mit Blick auf die Er-reichung der NZIA-Ziele? Wie können ggf. bereits vorhandene Informationen zur Umset-zung von Projekten genutzt werden, um Nachweise für die Erfüllung von Nachhaltig-keitskriterien zu führen?\r\nAus Sicht des BDEW ist die Anwendung eines der folgenden Kriterien vorstellbar:\r\n›\r\n„System integration“: Präqualifikationskriterium in Form einer verpflichtenden Min-destüberbauung im Rahmen der Offshore-Optimierungsmaßnahmen (siehe Antwor-ten zu Kapitel 1.1.), abgesichert durch zweiseitige CfDs mit entsprechender Bemes-sung des Höchstwertes.\r\n›\r\n„Environment Sustainability“: Recycling-Kriterium für Rotorblätter als Präqualifikati-onskriterium, ähnlich wie im Entwurf des NZIA-Umsetzungsrechtakts für die öffentli-che Beschaffung enthalten oder wie in WindEurope (2021) „wind industry landfill ban commitment to re-use, recycle, or recover 100% of decommissioned blades“ be-schrieben.\r\n›\r\n„Environment Sustainability“: Weitergehende Kriterien zur Zirkularität/Kreislaufwirt-schaft als Präqualifikationskriterium.\r\nSeite 37 von 40\r\n›\r\n„Environment Sustainability“: Kriterium zu den Auswirkungen auf die biologische Viel-falt/Biodiversität.\r\nDie genaue Ausgestaltung aller NZIA-Kriterien sollte in enger Zusammenarbeit mit der Branche erfolgen und im Detail konsultiert werden.\r\n1.4 Sicherheiten und Pönalen\r\nNeben den in der Marktkonsultation genannten Maßnahmen sollten aus Sicht des BDEW un-bedingt auch folgende Anpassungen im WindSeeG vorgenommen werden:\r\n›\r\nPragmatische Anpassung der Regelungen zum Zuschlagswiderruf\r\n›\r\nEinführung einer gleitenden Pönalisierung\r\n›\r\nEinführung eines Neuausschreibungsmechanismus für den unerwünschten Fall der Nichtrealisierung eines OWP\r\nZur konkreten Umsetzung dieser wichtigen Maßnahmen hat der BDEW im Juli 2025 Vor-schläge veröffentlicht.\r\n1.\r\nOb und wie sollte § 83 WindSeeG weiter konkretisiert oder geändert werden?\r\n2.\r\nStimmen Sie dem angepassten Wert der pauschalen Sicherheit in Höhe von 150 €/kW zu? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nDer BDEW stimmt grundsätzlich zu, dass es in Zukunft die gleiche Sicherheitshöhe für beide Flächenarten geben sollte, sofern das gleiche Ausschreibungsverfahren angewandt wird.\r\nEin Angleichen der Sicherheit auf 150 €/kW hat Vor- und Nachteile, die miteinander abge-wogen werden müssen:\r\n›\r\nEine erhöhte Sicherheitsleistung würde zu erhöhten Projektkosten führen und kann damit auch die Zahl der Bieter reduzieren. Dies muss berücksichtigt werden, um Aus-schreibungen mit wenig Wettbewerb zu vermeiden. Zudem kann eine erhöhte Sicher-heit den deutschen Markt im Vergleich zu anderen Märkten weniger attraktiv ma-chen, bei denen 100 EUR/kW häufig üblich ist (z.B. NL, DK).\r\n›\r\nGleichzeitig reduziert eine erhöhte Sicherheitsleistung aber das Optionalitäts-Kalkül bei Gebotsabgabe und erhöht damit die Realisierungswahrscheinlichkeit der Projekte. Sofern im Entweder-Oder-Verfahren die Flächenvergabe anhand der Zahlungsbereit-schaft (d.h. im „Entweder-Teil“) erfolgt, halten wir eine Sicherheit von 150 €/kW für grundsätzlich angemessen. Beim Vergabeverfahren über die Zahlungsbereitschaft\r\nSeite 38 von 40\r\nbestehen aufgrund der unsicheren Ertrags\r\n- und Gewinnprognosen erhöhte Anreize für spekulative Gebote. Die vorgeschlagene Sicherheitsleistung von 150 €/kW er-scheint in diesem Fall geeignet, um die Projektrealisierung abzusichern.\r\n›\r\nFür die Flächenvergabe im Rahmen einer CfD-Auktion (direkt oder als Teils des Ent-weder-oder-Verfahrens) halten wir hingegen eine niedrigere Sicherheitsleistung von bis zu 100 €/kW für sinnvoll, da durch die Erlösabsicherung beim CfD-Verfahren die Anreize für spekulative Gebote deutlich geringer sind. Ein darüberhinausgehender Wert würde tendenziell zu höheren Zuschlagspreisen im CfD führen, ohne die Reali-sierungswahrscheinlichkeit signifikant zu verbessern.\r\n3.\r\nStimmen Sie dem dynamischen System zu, nach dem – im Fall einer Zahlung - zu der Si-cherheit von 150 €/kW eine zusätzliche Sicherheit in Höhe von 5 % des Zahlungsgebots zu leisten ist? Falls nicht, durch welches alternative Design schlagen Sie vor, die Verhältnis-mäßigkeit zwischen Pönale und Zahlungsbereitschaft zu gewährleisten?\r\nAus Sicht des BDEW ist ein dynamisches Element, das sich an der Höhe der Zahlungsbereit-schaft bemisst, prüfenswert. Dies würde das höhere Realisierungsrisiko von Projekten ohne CfD reflektieren und der Spekulation auf zukünftige Strompreise entgegenwirken.\r\n4.\r\nStimmen Sie den Vorteilen einer höheren Sofortzahlung, und somit einer anteiligen zeitli-chen Vorverlegung der Zahlung, zu? Wie viel Prozent eines Zahlungsgebots sollten Ihrer Einschätzung nach unmittelbar bzw. kurz nach Zuschlag fällig sein?\r\nAus Sicht des BDEW ist die Zahlung eines größeren Anteils unmittelbar nach Zuschlagser-teilung sinnvoll, um das Optionalitäts-Kalkül bei den Geboten zu reduzieren. Je größer die Zahlung unmittelbar nach der Ausschreibung ist, desto höher ist schlussendlich die Reali-sierungswahrscheinlichkeit.\r\nZudem sollte für den unerwünschten Fall der Nicht-Realisierung eines Offshore-Windparks nach Ansicht des BDEW eine eindeutige Rechtslage hergestellt werden, die klarstellt, dass die bereits geleisteten Zahlungen der Gebotskomponenten nicht zurückgefordert werden dürfen bzw. die bisherigen 10 % der Gebote in Form der Meeresnaturschutz- und Fische-reikomponenten (§ 58 WindSeeG 2023) auch fällig werden, wenn sie noch nicht gezahlt wurden.\r\nDer BDEW schlägt daher die Einfügung eines neuen Absatzes 4 in § 82 WindSeeG 2023 vor: „(4) Im Fall der ausbleibenden Realisierung des Offshore-Windparks ist es dem Bieter, der den Zuschlag erhalten hat, nicht möglich, bereits geleistete Zahlungen für die Gebotskom-ponenten zurückzufordern.“\r\nSeite 39 von 40\r\nZugleich sollte auch klargestellt werden, dass die geleisteten Zahlungen für die Vorunter-suchungen nicht erstattet werden und dass bei einer anschließenden Neuausschreibung keine Kosten für die Voruntersuchungen zu zahlen sind.\r\n5.\r\nStimmen Sie der Nutzung des Konzepts des Ausgleichs des strategischen Vorteils bei der Integration von qualitativen Kriterien zu? Falls nicht, bitte begründen Sie Ihre Antwort.\r\nAus Sicht des BDEW ist das vorgeschlagene Konzept prüfenswert. Für eine genaue Bewer-tung bedarf es weiterer Informationen zur konkreten Ausgestaltung.\r\nEs sollten wirksame Sanktionen eingeführt werden, um eine vorsätzliche Nichtlieferung versprochener Kriterien oder spekulatives Bieterverhalten zu verhindern. Gleichzeitig kann ein zu hohes Sanktionsrisiko – insb. bei begrenzter Kontrolle durch den Bieter - zu höheren Risikoprämien in den CfD-Geboten führen oder sogar Bieter abschrecken. Daher ist ein ausgewogener Ansatz zu empfehlen der auf das jeweilige Kriterium zugeschnitten ist.\r\nZudem sollte geprüft werden, das Konzept des Ausgleichs des strategischen Vorteils durch einen Strafmultiplikator zu ergänzen und flexibel auf das jeweilige Kriterium zuzuschnei-den werden, um spekulatives Bieterverhalten zu verhindern und übermäßige Sanktionen sowie Risikoprämien zu vermeiden.\r\nAuch sollte die Aufteilung der Verantwortlichkeiten und die Definition von „Force Ma-jeure“ vor den Auktionen klar geregelt und veröffentlicht werden, um Rechtsunsicherheit zu vermeiden und faire Bedingungen für alle Beteiligten zu schaffen.\r\n6.\r\nWie sollte die Zahlung einer entsprechenden Pönale nach Frage 6 effizient abgesichert werden?\r\nEine Absicherung der Pönalen über höhere Sicherheiten ist für diesen Fall tendenziell nicht erforderlich. Die Erfüllung der Resilienz- und Nachhaltigkeitskriterien sollte bei Inbetrieb-nahme abschließend überprüft werden. Strafzahlungen für eine Nichterfüllung von Präqualifikationskriterien können dann aus dem laufenden Cash-Flow bedient werden. Sollten Zuschlagskriterien zur Anwendung kommen, könnte die Sanktionierung im Sinne des oben skizzierten Ansatzes des strategischen Ausgleichs direkt über eine entsprechende Reduktion des anzulegenden Wertes sanktioniert werden, wodurch sich Zahlungen aus dem CfD entsprechend verringern bzw. Rückzahlungen erhöhen.\r\nSeite 40 von 40\r\nAnsprechpartner\r\nJakob Eckardt\r\nErzeugung und Systemintegration\r\nFachgebietsleiter Offshore Wind\r\nTel.: +49 30 300199-1320\r\nJakob.eckardt@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-12-19"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}