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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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Das Themenpapier „Vermutete Effizienzpotenziale“ ordnet häufig vermutete Effizienzpotenziale verschiedener Rollout-Aspekte hinsichtlich ihrer Realisierbarkeit ein und stellt sie den aktuellen, praktischen Herausforderungen gegenüber. Das Themenpapier „Hinweise zum Rechtsrahmen“ zeigt gesetzliche Inkonsistenzen auf und gibt Änderungsvorschläge, wie diese zu beheben sind. 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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. 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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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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_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_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"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_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"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_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"},{"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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_SCIENCE_RESEARCH_TECHNOLOGY","de":"Wissenschaft, Forschung und Technologie","en":"Science, research and technology"},{"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_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_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":"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. 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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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_POLICY","de":"Verkehrspolitik","en":"Transport policy"},{"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_ECONOMY_SAM_BUSINESS","de":"Kleine und mittlere Unternehmen","en":"Small and medium business"},{"code":"FOI_TRANSPORTATION_INDRASTRUCTURE","de":"Verkehrsinfrastruktur","en":"Infrastructure"}]},{"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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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_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_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"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_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"}]},{"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_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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_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"}]},{"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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"},{"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_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"}]},{"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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_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"}]},{"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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_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"}]},{"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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011346","title":"Überarbeitung der Umweltqualitätsnormen für Grundwasser und Oberflächengewässer","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt grundsätzlich den Legislativvorschlag der Kommission und die darin vorgesehenen Maßnahmen, die zum weiteren Schutz der Gewässer beitragen werden und unterstützt vor allem den vom Parlament hervorgehobenen Ansatz, die Vermeidung des Eintrags der genannten Stoffe verstärkt an der Quelle vorzunehmen. Aus Sicht des BDEW stellen einseitige End-of-Pipe-Lösungen weder eine ganzheitliche noch eine nachhaltige Lösung dar. \r\nDer BDEW begrüßt nun den Ansatz des Rates, die Umsetzungsrelevanz des Anhangs dieses Legislativvorschlags mit den zeitlichen Vorgaben der überarbeiteten kommunalen Abwasserrichtlinie zu synchronisieren. Das heißt, die Einhaltung der Grenzwerte sollte im zeitlichen Kontext mit den Fristen der kommunalen Abwasserrichtlinie stehen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_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_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable 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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"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_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_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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":"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_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"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011748","title":"Netzanschlüsse für E-Lkw-Ladehubs an der Autobahn - Hinweise und Fragen von Netzbetreibern und Ladesäulenbetreibern","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW unterstützt die Elektrifizierung des Nutzfahrzeugbereichs. Sie ist für die Dekarbonisierung des Verkehrssektors notwendig und für die Energie- und Ladebranche ist sie ein attraktives neues Geschäftsfeld. Der BDEW begrüßt in diesem Zusammenhang die Beantragung von Netzanschlüssen für ELkw-Ladehubs durch die Autobahn GmbH im Rahmen des initialen Ladenetzes für E-Lkw. Da diese in der Mittel- und Hochspannung erfolgen und der Zugang zu den bundeseigenen Autobahnflächen für privatwirtschaftliche Akteure aktuell nicht gegeben ist, kann diese Maßnahme aus Sicht des BDEW zu Effizienzgewinnen auf der Zeitachse führen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_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"},{"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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_LAW_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Recht\"","en":"Other in the field of \"Law\""},{"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"}]},{"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. Beim Repowering soll der Ansatz der BlmSchG-Novelle fortgeführt werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"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_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":"RV0011755","title":"Ergänzungen im Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie im Bereich Windenergie auf See und Stromnetze","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Stärkung der OffshoreElektrolyse sowie Beschleunigung und Vereinfachung von Anlagen- und Netzausbau ein. Wichtig unter anderem: die Klarstellung über Beschleunigungsflächen im FEP, Beibehaltung der Möglichkeit der Umweltverträglichkeitsprüfung, Vereinfachung und\r\nDigitalisierung der Antragsverfahren sowie eine Vereinfachung des Verteilnetzausbaus durch Bündelung,\r\nDeltaprüfung und Berücksichtigung erfolgter Minderungsmaßnahmen bei Ausgleichszahlungen. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_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_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011760","title":"Bürokratieentlastungsgesetz IV - Änderungsvorschläge","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW hat eine Vielzahl von Forderungen und Vorschlägen in den Prozess zum BEG IV\r\neingebracht, siehe Stellungnahmen.\r\nWenige Vorschläge wurden tatsächlich aufgenommen. Einige wurden in Fachgesetzen umgesetzt,  allerdings nicht immer effektiv.\r\nEs braucht daher ein eigenes BEG Energie.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0011763","title":"Änderungsvorschläge zum Entwurf zur Änderung des Gesetzes über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt die Umstellung der Regelungen für die Auditpflicht auf den tatsächlichen Endenergieverbrauch als Bestimmungsgröße für die Auditpflicht. An einigen Stellen sieht der BDEW jedoch Anpassungsbedarf. So geht der Gesetzentwurf über ein notwendiges Mindestmaß bzw.\r\neuropäische Vorgaben hinaus. Außerdem unterschätzt der Gesetzentwurf die Kosten, die den Unternehmen aus der Auditpflicht erwachsen. Der Gesetzentwurf legt zudem keine Untergrenze des jährlichen Endenergieverbrauchs fest, ab dem ein Unternehmen auditpflichtig wird. Hier spricht mit\r\nBlick auf die Wettbewerbsfähigkeit viel für die Untergrenze von 2,77 GWh, die von der Energieeffizienzrichtlinie europaweit vorgegeben ist. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über Energiedienstleistungen und andere Energieeffizienzmaßnahmen","shortTitle":"EDL-G","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/edl-g"}],"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_ECONOMY_SERVICES","de":"Handel und Dienstleistungen","en":"Trade and services"},{"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":"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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_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":"RV0011765","title":"Verbesserungsvorschläge zum Gesetzesentwurf zur Änderung des Bundes- Immissionsschutzgesetzes (BImSchG und Verordnungen)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Mit der Novelle des Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) besteht die Chance, die Dauer von Genehmigungsverfahren erheblich zu verkürzen. Doch die bezweckte Beschleunigung von Verwaltungsverfahren wird in diesem Gesetzesentwurf nicht konsequent genug umgesetzt, um tatsächlich die notwendige Beschleunigungswirkung zu erzielen. Deswegen schlägt der BDEW weitere Ergänzungen vor, um einen schnelleren Ausbau der Windenergie in Deutschland zu ermöglichen. Elf Anpassun-\r\ngen sind besonders dringlich und wichtig, da sie gravierende Hemmnisse adressieren und er-\r\nhebliches Beschleunigungspotenzial bergen.\r\nBDEW befürwortet die Stärkung des Repowering, die Beschleunigung von Typenänderungen und die Stärkung des Vorbescheids.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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_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\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_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_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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"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_AF_AQUACULTURE","de":"Fischerei/Aquakultur","en":"Fishery/aquaculture"},{"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_TRANSPORTATION_FREIGHT_TRANSPORT","de":"Güterverkehr","en":"Freight transportation"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_EU_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"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_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"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_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""}]},{"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_RP_COUNTRYSIDE","de":"Ländlicher Raum","en":"Rural area"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SPECIES","de":"Artenschutz/Biodiversität","en":"Species protection/biodiversity"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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_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":"RV0012742","title":"Anpassungsvorschläge zur Wasserstoffspeicherstrategie des BMWK ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Das BMWK hat im Sep 23 das Grünpapier Wasserstoffspeicher konsultiert und eine H2-Speicherstrategie für Ende 24 angekündigt. Aus Sicht des BDEW braucht ein resilientes Energiesystem auch in Zukunft Speicher, um die Energieerzeugung mit dem -verbrauch sowohl bei kurzfristigen Schwankungen als auch saisonal in Einklang zu bringen, die Netzstabilität zu gewährleisten und zur Versorgungssicherheit beizutragen. Untergrund-H2-Speicher sind die physikalische, im Inland, potentiell im großen Umfang verfügbare Flexibilitätsquelle. Lange Vorlaufzeiten sowie mangelnde Planungs- und Investitionssicherheit führen jedoch zu einer Investitionslücke. Um den Aufbau von H2-Speichern zu ermöglichen, müssen die erforderlichen Rahmenbedingungen schnell geschaffen werden. BDEW bringt Diskussionsbeiträge ein.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_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":"RV0013094","title":"Anpassungsvorschläge Mobilitätsdatengesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Koalitionsvertrag fordert ein Mobilitätsdatengesetz (MDG), das freie Zugänglichkeit von Verkehrsdaten sicherstellt. Für eine nahtlose Mobilität sollen Verkehrsunternehmen und Mobilitätsanbieter ihre Echtzeitdaten unter fairen Bedingungen bereitstellen. \r\nMit dem MDG sollen u.a. verkehrsträgerübergreifend einheitliche, klare und einfache Regeln der Datenbereitstellung und Datennutzung mit möglichst geringem Verwaltungsaufwand verankert werden.\r\nDer BDEW fordert schlanke Umsetzung in der Praxis, Vermeidung von Doppelmeldungen in der Kommunikation zwischen Bundeskoordinator und Dateninhabern/Datennutzern, keine zusätzlichen nationalen Kommunikationsprotokolle, Nutzung europaweiter Kommunikationsprotokolle (OCPI, OCPP), angemessene Übergangsfristen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013095","title":"Dringender Anpassungsbedarf bei der Umsetzung der EE-Richtlinie im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der Regierungsentwurf für ein „Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie (EU) 2023/2413 im Bereich Windenergie an Land und Solarenergie sowie für Energiespeicheranlagen am selben Standort“ beinhaltet an einigen Stellen zu begrüßende Verbesserungen im Vergleich zum Referentenentwurf und greift damit einige BDEW-Forderungen auf.\r\nIm Ergebnis bleibt aber an zahlreichen Stellen dringender Anpassungsbedarf, der sich in folgenden drei Bereiche clustern lässt:\r\n1. Anpassungen im Genehmigungsrecht bei Windenergie an Land (WindBG-E, BImSchG-E)\r\n2. Anpassungen im Planungsrecht bei Windenergie an Land (BauGB-E, ROG-E)\r\n3. Anpassungen bei Solarenergie (WindBG-E, UVPG-E, BauGB-E, ROG-E)","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Festlegung von Flächenbedarfen und zur Genehmigungserleichterung für Windenergieanlagen an Land und für Anlagen zur Speicherung vom Strom oder Wärme aus erneuerbaren Energien in bestimmten Gebieten","shortTitle":"WindBG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/windbg"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"},{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"},{"title":"Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_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"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"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_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"}]},{"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_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_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"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_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":"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_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":"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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_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":"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_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_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":"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_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":"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_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":"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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_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":"RV0013952","title":"Verlängerung des KWKG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Weil das KWKG beihilferechtlich bislang nur für den Beginn des Dauerbetriebs von KWK-Anlagen bis Ende 2026 genehmigt ist, können größere Anlagen schon jetzt nicht mehr realisiert werden. Aber auch für bereits im Bau befindliche Projekte bietet der derzeitige Geltungsrahmen keine hinreichende Investitionssicherheit mehr, da eine Fertigstellung der Bauvorhaben einschließlich des Probebetriebes bis Ende 2026 nicht garantiert werden kann. \r\nUm sowohl die Bestandsprojekte abzusichern und zumindest weitere Investitionen in den\r\nFernwärmeausbau als ein zentrales Element der Wärmewende zu ermöglichen, müssen die\r\nParteien im Deutschen Bundestag noch in der laufenden Legislaturperiode eine kurzfristige\r\nLösung dieser Problematik des KWKG beschließen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"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_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"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014208","title":"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_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_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"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_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":"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_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":"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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_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\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014737","title":"Verbesserungen der Methanemissionsverordnung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Die Methanemissionsverordnung sieht eine stufenweise Verschärfung der Anforderungen an Gasimporte vor. Durch ausstehende Umsetzungsschritte herrscht Verunsicherung am Markt, die für Importeure heute schon Probleme schafft. Der BDEW wird eine Stellungnahme erarbeiten in der Lösungsräume ausgelotet und Prozesse beschleunigt werden können.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über die Entsorgung polychlorierter Biphenyle, polychlorierter Terphenyle und halogenierter Monomethyldiphenylmethane","shortTitle":"PCBAbfallV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/pcbabfallv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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":"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_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":"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_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":"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_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":"RV0014742","title":"Änderungsvorschläge zur Verbesserung des GEG (Gebäudeenergiegesetz) ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW wird sich im Sinne einer spartenübergreifenden Stellungnahme positionieren und proaktiv Neuregelungen für eine Verbesserung des GEG im Sinne seiner Mitgliedsunternehmen vorschlagen. Die Neuregelungen sehen u. a. die Einführung eines \"Nullemissionsgebäudes\" spätestens ab dem Jahr 2030 vor. Einhergehend werden bekannte Versorgungsoptionen mit neuen Rahmenbedingungen versehen und neue Versorgungsoptionen eingeführt. Auch Berechnungslogiken, Anforderungsgrößen und Grenzen der energetischen Bilanzierung werden neu vorgeschlagen. Diese Regelungen können massive Auswirkungen auf die Auswahl von Heizenergieträgern und -technologien im Wärmemarkt haben.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Einsparung von Energie und zur Nutzung erneuerbarer Energien zur Wärme- und Kälteerzeugung in Gebäuden","shortTitle":"GEG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/geg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_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\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_RP_RESIDE","de":"Wohnen","en":"Reside"}]},{"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_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\""}]},{"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_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"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"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. Es braucht Anpassungen, um Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit in Balance zu halten.","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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_POLLUTION","de":"Immissionsschutz","en":"Immission control"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014943","title":"Verbesserungsvorschläge zum Gesetz für mehr Steuerung und Akzeptanz beim Windenergieausbau","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes für mehr Steuerung und Akzeptanz beim Windenergieausbau und zur Beschleunigung des Wohnungsbaus","printingNumber":"20/14234","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/20/142/2014234.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-f%C3%BCr-mehr-steuerung-und-akzeptanz-beim-windenergieausbau/318830","leadingMinistries":[]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt den gefundenen Kompromiss, insbesondere im Vergleich zum ursprünglich eingebrachten Gesetzesentwurf.\r\nDer BDEW hatte eine Übergangsregelung  und ein Abstellen auf die Planreife nach § 245 e Abs. 4 BauGB (anstatt auf in Aufstellung befindliche Pläne) gefordert, dies ist aber nicht im Gesetz enthalten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Baugesetzbuch","shortTitle":"BBauG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbaug"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0014944","title":"Verbesserungsvorschläge zum Gesetz zur 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 hat sich im Vorfeld mit Nachdruck für alle diese Maßnahmen ausgesprochen. 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_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\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015016","title":"Vorschläge zur Optimierung des Offshore-Ausbaus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"BDEW (und BWO) schlagen vor, wie die Herausforderungen (Abschattungseffekte, Herausforderungen des Offshore-Netzausbaus, Lieferketten und Häfen, Rettungskette) optimiert und bearbeitet werden können und welche Regelungen dafür erforderlich sind. ","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_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":"RV0015054","title":"Vorschläge für das Omnibus-Paket zur Vereinfachung der Vorgaben zur Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW hält es für zwingend erforderlich, Unternehmen von den umfangreichen Vorgaben\r\nim Bereich der Nachhaltigkeitsberichterstattung (CSRD und Taxonomie) und der Lieferkettensorgfaltspflichten (CSDDD) zu entlasten und unterstützt daher die Pläne der EU-Kommission,\r\ndies in Form eines Omnibus-Pakets umzusetzen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_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":"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_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_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":"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_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":"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_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\""}]},{"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_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":"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_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_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_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":"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_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":"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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_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_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"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_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"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable 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. Die bestehenden Vorgaben sollen weiterentwickelt werden, um unter veränderten Marktbedingungen eine realistische und transparente Preisbildung zu gewährleisten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"},{"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":"RV0017144","title":"Einführung einer Absicherungspflicht im Strommarkt zur Stärkung investiver Anreize für steuerbare Kapazitäten","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW bewertet die Einführung einer Absicherungspflicht, nach der Stromlieferanten verpflichtet würden, sich durch langfristige Beschaffungsverträge oder Hedging-Produkte gegen Strompreisrisiken abzusichern. 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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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. Ziel ist es, praktikable und auf die Besonderheiten der Branche zugeschnittene Vorgaben für Notfallvorsorge, Resilienz und Krisenbewältigung zu entwickeln sowie bestehende und künftige rechtliche Regelungen sachgerecht auszugestalten.","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":"RV0017147","title":"Ergänzungs- und Änderungshinweise zur Gesetzgeben zur Strompreissenkung um 5 ct/kWh gemäß Koalitionsvereinbarung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich im Rahmen der Vorhaben der Bundesregierung zur Senkung des Strompreises um mindestens fünf Cent pro Kilowattstunde für praktikable, administrativ umsetzbare und rechtlich belastbare Lösungen ein, die sowohl den unterschiedlichen Vertragsmodellen als auch den vertrieblichen Umsetzungsfristen der Energieversorgungsunternehmen Rechnung tragen. Zudem fordert der BDEW Regelungen, die Preissenkungen ohne formgebundene Ankündigungsfristen und Sonderkündigungsrechte ermöglichen, um unnötige Belastungen und Irritationen bei Kunden und Versorgern zu vermeiden.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"},{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Preisangabenverordnung","shortTitle":"PAngV 2022","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/pangv_2022"}],"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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017148","title":"Änderung der EU-SMC- und KMU-Definition zur Gleichstellung kommunaler Unternehmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert, dass in der EU-SMC- und KMU-Definition die derzeitige Beteiligungsschwelle von maximal 25 Prozent öffentlicher Beteiligung gestrichen wird. Kommunale Unternehmen sollen unabhängig von ihrem öffentlichen Anteil Zugang zu den administrativen Erleichterungen und Förderinstrumenten erhalten, die für kleine und mittlere Unternehmen vorgesehen sind. Die geltende Begrenzung benachteiligt kommunale Stadtwerke und hemmt deren Wettbewerbsfähigkeit sowie ihren Beitrag zur Energiewende. 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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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"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_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_AF_FORESTRY","de":"Land- und Forstwirtschaft","en":"Agriculture and forestry"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_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":"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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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":"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_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":"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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"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_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_AF_AQUACULTURE","de":"Fischerei/Aquakultur","en":"Fishery/aquaculture"}]},{"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_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":"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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"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_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":"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_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":"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_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":"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_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":"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_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":"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_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":"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_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\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"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_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":"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_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_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"}]},{"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_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":"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. 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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. 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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_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":"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_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_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_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":"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. Energiearmut soll durch marktferne Maßnahmen adressiert werden.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019498","title":"Einführung eines Resilienzprinzips im Energiewirtschaftsrecht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung eines Resilienzprinzips im Energiewirtschaftsrecht. Ziel ist es, die Fähigkeit zur Krisenbewältigung und Systemwiderstandsfähigkeit bei Betreibern kritischer Energieinfrastrukturen zu stärken. 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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_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"}]},{"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_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":"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_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_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"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_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_DOMESTIC_MARKET","de":"EU-Binnenmarkt","en":"EU internal market"}]},{"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_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":"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_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":"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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"}]},{"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_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":"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_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":"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_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":"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_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":"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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_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_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_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_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"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":"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_RP_CITY","de":"Stadtentwicklung","en":"Urban development"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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_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":"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_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"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":"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"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_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":"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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_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":"RV0020793","title":"Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets in nationales Energiewirtschaftsrecht","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"186/26","issuer":"BR","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/brd/2026/0186-26.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}],"migratedDraftBill":{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","publicationDate":"2025-11-04","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","draftBillDocumentUrl":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Content/DE/Gesetzestexte/Gesetze_Gesetzesvorhaben/Abteilungen/Abteilung_IV/21_Legislaturperiode/2025-10-09-G-Aenderung-Mehrs-Uebereink/1-Referentenentwurf.pdf?__blob=publicationFile&v=2","draftBillProjectUrl":"https://www.bundeswirtschaftsministerium.de/Redaktion/DE/Artikel/Service/Gesetzesvorhaben/entwurf-eines-gesetzes-zur-anderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-vorschriften.html"}]}}],"draftBillPresent":false,"description":"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_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":"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_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":"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_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_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"},{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_IS_DISASTER_CONTROL","de":"Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe","en":"Civil protection"},{"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_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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"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_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":"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_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":"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_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_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022031","title":"Vorschläge des BDEW zur Verbesserung der aktuellen und zukünftigen Situation von Netzreservekraftwerken","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Aufgrund zahlreicher Herausforderungen bei der Brennstoff- und Personalverfügbarkeit sowie dem Alter und dem Ausscheiden von Kraftwerken aus dem Markt wird die Netzreserve in den kommenden Jahren volkswirtschaftlich unverhältnismäßig teuer, verhindert die Erreichung der Klimaziele und wird erheblich anwachsen. Zudem wird sie aufgrund des Alters immer unzuverlässiger. Im Sinne des energiepolitischen Dreiecks macht der BDEW daher Vorschläge für die in der Netzreserve befindlichen und die zukünftigen verorteten Kraftwerke, um die Verfügbarkeit der Kraftwerke in der Netzreserve durch notwendige Anpassungen möglichst kostengünstig zu gewährleisten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Verordnung zur Regelung der Beschaffung und Vorhaltung von Anlagen in der Netzreserve","shortTitle":"ResKV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/reskv"}],"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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022032","title":"Einführung eines sektorspezifischen Rechtsrahmens zur Stärkung der Resilienz kritischer Infrastrukturen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Einführung eines sektorspezifischen Rechtsrahmens zur Stärkung der Resilienz kritischer Infrastrukturen der Energie- und Wasserwirtschaft. Ziel ist es, die Sicherheit und Funktionsfähigkeit auch in Krisenlagen zu gewährleisten. Dazu zählen u. a. rechtssichere Regelungen zur Drohnenabwehr, zur Finanzierung von Resilienzmaßnahmen über einen staatlichen Fonds sowie Anpassung  von Transparenz- und Datenschutzvorgaben unter sicherheitspolitischen Aspekten. Zudem fordert der BDEW verbindliche Koodinierungsstrukturen zwischen Bund, Ländern und kommunalen Akteuren sowie eine klare Führungsstruktur in Krisenlagen.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Regelung des Zugangs zu Informationen des Bundes","shortTitle":"IFG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ifg"},{"title":"Verordnung zur Bestimmung kritischer Anlagen nach dem BSI-Gesetz","shortTitle":"BSI-KritisV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsi-kritisv"},{"title":"Luftverkehrsgesetz","shortTitle":"LuftVG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/luftvg"},{"title":"Bundeshaushaltsordnung","shortTitle":"BHO","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bho"}],"fieldsOfInterest":[{"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_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_IS_DISASTER_CONTROL","de":"Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe","en":"Civil 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":"RV0022044","title":"Einführung eines Infrastruktur-Zukunftsgesetzes zur Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW begrüßt ausdrücklich, dass die Bundesregierung einen erheblichen Schritt zur Vereinfachung und Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren für Infrastrukturvorhaben gehen will. Entscheidend ist, dass die neuen Regelungen des Verwaltungsverfahrensgesetzes in der Praxis auch tatsächlich umgesetzt werden. Außerdem beschränkt sich die angestrebte Vereinheitlichung von Verfahrensregelungen weitgehend auf Verkehrsinfrastruktur und sollte auch in den energiewirtschaftlichen Fachgesetzen verankert werden. Die Regelungen zum Geheimnisschutz bei Kritischen Infrastrukturen sind von hoher Bedeutung und grundsätzlich zu begrüßen - allerdings besteht dringender Handlungsbedarf, entsprechende Schutzregelungen auch für Vorhaben der Energiewirtschaft vorzusehen.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_RP_DEVELOPMENT","de":"Bauwesen und Bauwirtschaft","en":"Construction and construction industry"},{"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":"RV0022074","title":"Änderungsvorschläge zum Windenergie-auf-See-Gesetz zur Absicherung des Offshore-Ausbaus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich im Rahmen der geplanten Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes für eine gesetzliche Absicherung des Offshore-Wind-Ausbaus durch indexierte zweiseitige CfDs sowie für Maßnahmen zur Effizienzsteigerung und Marktintegration ein. Der BDEW fordert u.a. die direkte CfD-Vergabe, Regelungen zum Weiterbetrieb von Windparks und Netzanschlüssen über 25 Jahre hinaus sowie die flächenbezogene Zusammenarbeit mit Nachbarstaaten. Ziel ist die verbesserte Planungs- und Investitionssicherheit für Offshore-Projekte im Rahmen der nationalen und europäischen Ausbauziele.","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022560","title":"Änderungsvorschläge im EnWG und StromStG zur Einführung von V2G und bidirektionalem Laden","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine zügige Änderung des EnWG zur Umsetzung der Vorgaben aus RED III und EPBD ein, insbesondere zur Sicherstellung eines diskriminierungsfreien Zugangs zu Fahrzeug- und Batteriedaten sowie zur Verankerung technischer Anforderungen für interoperables, nicht-proprietäres bidirektionales Laden. Der BDEW fordert zudem eine Anpassung des Stromsteuergesetzes, insbesondere eine Erweiterung des § 5a StromStG auf mobile Speicher, um eine stromsteuerliche Doppelbelastung bei Rückspeisung von Strom aus Elektrofahrzeugen 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":"Stromsteuergesetz","shortTitle":"StromStG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/stromstg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Umwelt\"","en":"Other in the field of \"Environment\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022561","title":"Änderungsvorschläge zum Infrastruktur-Zukunftsgesetz zugunsten der Energieinfrastruktur","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert gezielte Änderungen am Infrastruktur-Zukunftsgesetz, um Beschleunigungswirkungen ausdrücklich auf Energieinfrastrukturvorhaben zu erstrecken. Der BDEW setzt sich ein für die Gleichstellung von Realkompensation und Ersatzzahlung im BNatSchG auch für Energievorhaben, die Ausweitung von UVP-Erleichterungen auf Energieleitungen, bundeseinheitliche Geheimnisschutzregelungen in VwVfG, UVPG, IFG und UIG für energiewirtschaftliche KRITIS-Anlagen sowie zwingende Folgeanpassungen im EnWG und NABEG zur Vermeidung von Rechtsunsicherheiten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verwaltungsverfahrensgesetz","shortTitle":"VwVfG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/vwvfg"},{"title":"Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"},{"title":"Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"},{"title":"Raumordnungsgesetz","shortTitle":"ROG 2008","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/rog_2008"},{"title":"Gesetz zur Regelung des Zugangs zu Informationen des Bundes","shortTitle":"IFG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ifg"},{"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"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022562","title":"Einführung und Ausgestaltung eines Kapazitätsmarktes nach CISAF-Vorgaben","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die zügige Einführung eines technologieoffenen Kapazitätsmarktes in Deutschland ein. Der BDEW fordert ein einfaches, wettbewerbliches Marktdesign mit Pay-as-cleared-Auktionen, Reliability Option, marktlich indizierter Verfügbarkeitsverpflichtung und klaren Pönalregelungen. Der BDEW spricht sich für die Integration von Flexibilitäten und Speichern, eine sachgerechte Ausgestaltung der Kostenverteilung, einen organisierten Sekundärmarkt sowie die Berücksichtigung bestehender Förderregime, insbesondere des KWKG, bei der Dimensionierung aus.","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":"RV0022563","title":"Änderungsvorschläge zur EPBD-Umsetzung im GEG und Wärmenetzrecht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine praktikable und investitionssichere Umsetzung der EPBD in nationales Recht ein. Der BDEW fordert die Beibehaltung und Vereinfachung der §§ 71 ff. GEG einschließlich der 65-Prozent-EE-Vorgabe, die Einführung pauschaler Primärenergiefaktoren für Wärmenetze, eine technologieoffene Ausgestaltung des Nullemissionsgebäudes sowie Übergangs- und Bestandsschutzregelungen bei der Umstellung der KWK-Allokationsmethode. Der BDEW spricht sich zudem für wirtschaftlich ausgestaltete MEPS-Vorgaben für Nichtwohngebäude und eine unbürokratische Lebenszyklusbilanzierung aus.","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":"Bundes-Klimaschutzgesetz","shortTitle":"KSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ksg"},{"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_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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023141","title":"Änderungsvorschläge zur Reform des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) zu einem Gebäudemodernisierungsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine grundlegende Reform des Gebäudeenergiegesetzes ein. Der BDEW fordert eine Vereinfachung und Entbürokratisierung der Regelungen, eine technologieoffene Ausgestaltung der Anforderungen sowie praxistaugliche und wirtschaftlich tragfähige Vorgaben für Gebäudeeigentümer. Der BDEW fordert zudem eine bessere Verzahnung des GEG mit der kommunalen Wärmeplanung, der Förderung (BEG, BEW) sowie europäischen Vorgaben (insbesondere EPBD). Der BDEW setzt sich für verlässliche, investitionsfreundliche Rahmenbedingungen und flexible Erfüllungsoptionen zur Erreichung der Klimaziele im Gebäudesektor ein.","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_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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023142","title":"Änderungsvorschläge zum Kraftwerksicherheitsgesetz (KWSG)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die zügige Verabschiedung eines Kraftwerksicherheitsgesetzes ein. Der BDEW fordert eine Ausgestaltung der Ausschreibungen für gesicherte Kraftwerkskapazitäten, die Investitionssicherheit gewährleistet und einen schnellen Zubau ermöglicht. Der BDEW fordert insbesondere eine stärkere Fokussierung der zweiten Säule des Ausschreibungsdesigns, flexible Übertragungsmöglichkeiten von Ausschreibungsmengen zwischen den Säulen sowie Regelungen zur Reduzierung von Investitionsrisiken. Der BDEW setzt sich zudem für eine enge Abstimmung mit der Europäischen Kommission ein, um Verzögerungen im Genehmigungsprozess zu vermeiden.","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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023143","title":"Änderungsvorschläge zur EEG-Novelle 2026 zur Anpassung der Fördermechanismen für erneuerbare Energien","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert die Anpassung der Fördermechanismen im EEG im Rahmen der Novelle 2026, insbesondere die Einführung einer Übererlösabschöpfung innerhalb der bestehenden Systematik, die Ausgestaltung eines zweistufigen Verfahrens zur Weiterentwicklung des Fördersystems sowie die Reduktion von Erlösrisiken für Anlagenbetreiber. Der BDEW setzt sich für eine markt- und systemdienliche Förderung erneuerbarer Energien ein, die Investitionssicherheit gewährleistet, beihilferechtliche Anforderungen erfüllt und einen effizienten Ausbau erneuerbarer Energien ermöglicht. Zudem fordert der BDEW praktikable und bürokratiearme Regelungen sowie eine rechtzeitige Umsetzung zur Sicherstellung der Förderkontinuität ab 2027.","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_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_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023144","title":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung der Industrieemissions-Richtlinie in BImSchG, WHG und KrWG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine 1:1-Umsetzung der novellierten Industrieemissions-Richtlinie (IED) in nationales Recht ohne zusätzliche Verschärfungen ein. Der BDEW fordert insbesondere die Begrenzung neuer Betreiberpflichten auf IED-Anlagen, die Vermeidung zusätzlicher bürokratischer Anforderungen sowie die Nutzung von Spielräumen zur Verfahrensvereinfachung. Zudem fordert der BDEW Anpassungen im BImSchG, WHG, KrWG und UVPG zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren, zur Klarstellung von Begriffsbestimmungen sowie zur praxisgerechten Ausgestaltung von Emissionsanforderungen und Umweltleistungswerten.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts","shortTitle":"WHG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/whg_2009"},{"title":"Gesetz zur Förderung der Kreislaufwirtschaft und Sicherung der umweltverträglichen Bewirtschaftung von Abfällen","shortTitle":"KrWG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/krwg"},{"title":"Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"},{"title":"Gesetz zum Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Luftverunreinigungen, Geräusche, Erschütterungen und ähnliche Vorgänge","shortTitle":"BImSchG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_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":"RV0023145","title":"Änderungsvorschläge zur Novelle des EEG 2026 und WindSeeG (Fördermechanismen und Ausbaupfade)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Anpassung des EEG und des Windenergie-auf-See-Gesetzes im Rahmen der Novelle 2026 ein. Der BDEW fordert insbesondere die Einführung eines investitionssicheren und marktdienlichen Fördermechanismus, die Umsetzung der Übererlösabschöpfung ohne übermäßige Komplexität, die Weiterentwicklung der Direktvermarktungspflichten sowie den Erhalt bestehender Ausbaupfade und Ausschreibungsvolumina. Zudem fordert der BDEW den Abbau bürokratischer Anforderungen und praxisgerechte Anpassungen zahlreicher Regelungen im EEG zur Vereinfachung von Genehmigungs-, Abrechnungs- und Marktprozessen.","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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023146","title":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der THG-Minderungsquote im Verkehr (BImSchG und BImSchV)","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für Änderungen des Bundes-Immissionsschutzgesetzes sowie der 37. und 38. BImSchV im Rahmen der Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungsquote ein. Der BDEW fordert insbesondere eine ambitioniertere Ausgestaltung und Fortschreibung der THG-Quote, die Anpassung von Unterquoten für erneuerbare Kraftstoffe, praxistaugliche Regelungen zur Mehrfachanrechnung sowie verbesserte Rahmenbedingungen für Wasserstoff und strombasierte Kraftstoffe. Zudem setzt sich der BDEW für wirksame Maßnahmen zur Betrugsprävention, eine Vereinfachung von Nachweis- und Verwaltungsverfahren sowie rechtssichere und transparente Marktmechanismen ein.","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":"Achtunddreißigste Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes","shortTitle":"BImSchV 38 2017","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bimschv_38_2017"}],"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_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023147","title":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für KRITIS-Schutz und Versorgungssicherheit","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Weiterentwicklung des rechtlichen Rahmens zur Stärkung der Resilienz und Sicherheit kritischer Infrastrukturen in der Energie- und Wasserwirtschaft ein. Der BDEW fordert insbesondere Anpassungen im Energiesicherungsrecht, im Wassersicherstellungsrecht sowie in weiteren relevanten Gesetzen zur Verbesserung der Krisen- und Verteidigungsfähigkeit. Dazu gehören die Erweiterung von Eingriffsbefugnissen bei Gefährdungslagen, die Schaffung klarer Regelungen zur Finanzierung und Kostenanerkennung von Resilienzmaßnahmen, Anpassungen bei Sicherheitsüberprüfungen, Datenschutz und Transparenzpflichten sowie rechtssichere Rahmenbedingungen für Kooperationen zwischen Staat, Bundeswehr und Betreibern kritischer Infrastrukturen.","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_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":"RV0023148","title":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der AVBFernwärmeV, der Kartellrechtlichen Praxis und der WärmeLV statt Einführung neuer Fernwärmeregulierung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW lehnt die Einführung eines neuen Regulierungsrahmens für Fernwärmenetze (inkl. Entflechtung/Netzregulierung, Ausschreibungspflichten für Wegerechte und Price-Cap-Ansatz auf Wärmepumpen-Vollkostenbasis) ab, da dies Investitionen, Planungssicherheit und Wärmewende gefährden kann. Der BDEW setzt sich ein für die Weiterentwicklung des bestehenden Rechtsrahmens (insb. AVBFernwärmeV und WärmeLV), Stärkung und ggf. Verpflichtung der Preistransparenz (mit Datenkonsistenz zu anderen Pflichten) sowie die Nutzung/Wirksamkeitsprüfung der Universalschlichtungsstelle des Bundes statt einer neuen Fernwärme-Schlichtungsstelle. Der BDEW fordert, die kartellrechtliche Missbrauchsaufsicht als zielgenaues Instrument beizubehalten und weiterzuentwickeln. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme","shortTitle":"AVBFernwärmeV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/avbfernw_rmev"},{"title":"Verordnung über die Umstellung auf gewerbliche Wärmelieferung für Mietwohnraum","shortTitle":"WärmeLV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/w_rmelv"},{"title":"Bürgerliches Gesetzbuch","shortTitle":"BGB","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bgb"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023149","title":"Einführung eines Wasserstoffgesetzes zur Schaffung eines integrierten Rechtsrahmens für den Markthochlauf","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung eines eigenständigen Wasserstoffgesetzes ein, das als zentraler Rechtsrahmen für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft dient. Der BDEW fordert die Festlegung klarer Ziele und Begriffsbestimmungen, die Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen für den Ausbau von Wasserstoffinfrastruktur sowie die Einführung von Anreiz-, Förder- und Absicherungsinstrumenten entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Ziel ist die Reduktion von Investitionsrisiken, die Sicherstellung wirtschaftlicher Tragfähigkeit sowie die koordinierte Entwicklung von Erzeugung, Transport, Speicherung und Nachfrage.","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"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023150","title":"Änderungsvorschläge zur Neugestaltung des Rechtsrahmens der Gasversorgungssicherheit nach 2027","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Neugestaltung des Rechtsrahmens zur Gasversorgungssicherheit nach Auslaufen der bestehenden Speicherfüllstandsvorgaben ein. Der BDEW fordert die Einführung eines zielgerichteten Instruments zur Absicherung akuter Notfallsituationen und nicht antizipierbarer Extremereignisse, insbesondere in Form einer strategischen Gasreserve. Der BDEW lehnt die Fortführung starrer gesetzlicher Füllstandsvorgaben ab und fordert eine stärkere Ausrichtung auf marktorientierte Mechanismen mit klar definierten staatlichen Eingriffen als ultima ratio.","affectedLawsPresent":false,"affectedLaws":[],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023151","title":"Beibehaltung der KWKG-Förderung bei Einführung eines Kapazitätsmechanismus ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung eines Kapazitätsmechanismus ein und verweist auf die Ergebnisse einer beauftragten Studie, wonach ein technologieoffener Kapazitätsmechanismus grundsätzlich für die Integration von KWK-Anlagen geeignet ist, die bestehende KWKG-Förderung jedoch nicht vollständig ersetzen kann. Der BDEW plädiert daher für die Fortsetzung und Verlängerung der KWK-Förderung.","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"},{"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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023152","title":"Änderungsvorschläge zur Reform des Gebäudeenergiegesetzes zum Gebäudemodernisierungsgesetz","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Anpassung des Gebäudeenergiegesetzes im Rahmen der Weiterentwicklung zu einem Gebäudemodernisierungsgesetz ein. Der BDEW fordert insbesondere eine integrierte und verbindliche Infrastrukturplanung, eine systemeffiziente Ausgestaltung der Erfüllungsoptionen sowie bürokratiearme Regelungen für Grüngas- und Biomasseanforderungen. Zudem fordert der BDEW eine kohärente Abstimmung mit der kommunalen Wärmeplanung, eine praktikable Ausgestaltung von Förderinstrumenten sowie klare und verlässliche rechtliche Rahmenbedingungen für Investitionsentscheidungen im Wärmemarkt.","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":"RV0023153","title":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung gesetzlicher Instrumente der Gasversorgungssicherheit","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens zur Gasversorgungssicherheit ein. Der BDEW fordert die Einführung einer strategischen Gasreserve zur Absicherung akuter Notfallsituationen und nicht antizipierbarer Extremereignisse sowie eine klare Begrenzung staatlicher Markteingriffe auf solche Fälle. Der BDEW lehnt dauerhafte gesetzliche Speicherfüllstandsvorgaben ab und fordert stattdessen marktorientierte Lösungen mit klar definierten Eingriffsmechanismen, verhältnismäßigen Instrumenten und verlässlichen Rahmenbedingungen für den wirtschaftlichen Betrieb von Gasspeichern.","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":"RV0023154","title":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der EU-Klimaschutzarchitektur nach 2030","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Weiterentwicklung der europäischen Klimaschutzarchitektur nach 2030 ein. Der BDEW fordert die Stärkung des Emissionshandels als zentrales Steuerungsinstrument, die Vereinfachung der Zielarchitektur sowie die Begrenzung zusätzlicher sektoraler Einzelvorgaben. Der BDEW setzt sich für eine vollständige und einheitliche Einführung des ETS 2, die Weiterentwicklung des ETS 1 unter Wahrung von Investitionssicherheit sowie für einen wirksamen Carbon-Leakage-Schutz ein. Der BDEW fordert technologieoffene Rahmenbedingungen für Elektrifizierung und klimaverträgliche Moleküle sowie verlässliche regulatorische Voraussetzungen für Wasserstoff, CO2-Management und Flexibilitätsoptionen.","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"},{"code":"FOI_ENERGY_FOSSILE","de":"Fossile Energien","en":"Fossil fuels"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023155","title":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung energiepolitischer Kriseninstrumente und Verzicht auf Markteingriffe","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW lehnt die Wiederholung energiepolitischer Markteingriffe wie Preisbremsen, Übergewinnabschöpfungen oder staatliche Preisdeckel ab. Der BDEW setzt sich für einen marktbasierten Ansatz zur Bewältigung von Energiekrisen ein und fordert, staatliche Entlastungsmaßnahmen zielgenau über direkte Auszahlungsmechanismen auszugestalten. Der BDEW spricht sich gegen die Verstetigung von Kriseninstrumenten wie gemeinsamen Gaseinkaufsplattformen oder Marktinterventionsmechanismen aus und setzt sich stattdessen für strukturelle Maßnahmen zur Stärkung der Versorgungssicherheit ein, insbesondere durch Diversifizierung, Ausbau erneuerbarer Energien, Netzinfrastruktur und Wasserstoffhochlauf.","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 Sicherung der Energieversorgung","shortTitle":"EnSiG 1975","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ensig_1975"}],"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":"RV0024122","title":"Beibehaltung der KWKG-Förderung bei Einführung eines Kapazitätsmechanismus ","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung eines Kapazitätsmechanismus ein und verweist auf die Ergebnisse einer beauftragten Studie, wonach ein technologieoffener Kapazitätsmechanismus grundsätzlich für die Integration von KWK-Anlagen geeignet ist, die bestehende KWKG-Förderung jedoch nicht vollständig ersetzen kann. Der BDEW plädiert daher für die Fortsetzung und Verlängerung der KWK-Förderung.","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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024128","title":"Einführung eines Industriestrompreises zur Unterstützung energieintensiver Unternehmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung eines beihilfekonformen Industriestrompreises ein, der rechtssicher ausgestaltet, marktwirtschaftlich eingebettet und praxisgerecht umgesetzt wird. Der BDEW fordert insbesondere eine Entlastung der Energiewirtschaft von Vollzugsaufgaben, die Anerkennung bestehender Power Purchase Agreements (PPA) als Gegenleistung sowie die Vermeidung unverhältnismäßiger Markteingriffe. Ziel ist eine effektive und EU-rechtskonforme Unterstützung energieintensiver Unternehmen im globalen Wettbewerb.","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":"RV0024129","title":"Änderungsvorschläge EnWG und EEG zur Reform der Netzanschlussverfahren 2026","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine grundlegende Reform der Netzanschlussverfahren in EnWG und EEG ein. Der BDEW fordert die Einführung von Qualitäts-, Priorisierungs- und Depriorisierungskriterien anstelle des Windhundprinzips, die Modernisierung und Digitalisierung der Anschlussprozesse sowie mehr Transparenz zu Netzkapazitäten. Der BDEW befürwortet flexible Netzanschlussvereinbarungen bei Engpässen, die Möglichkeit zur Ausweisung kapazitätslimitierter Netzgebiete durch Verteilnetzbetreiber sowie Regelungen zur besseren Synchronisierung von Netz- und Anlagenzubau einschließlich Baukostenzuschüssen. Zudem setzt sich der BDEW für standardisierte Reservierungs- und Freigaberegeln sowie Erleichterungen für netzneutrale Speicher ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien","shortTitle":"EEG 2014","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014"}],"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":"RV0024130","title":"Änderungsvorschläge UVPG zur Vereinfachung klimaschutzrelevanter Vorhaben","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine beschleunigte, praxistaugliche und unionsrechtskonforme Ausgestaltung der Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) für klimaschutzrelevante Änderungsvorhaben ein.\r\nDer BDEW fordert:\r\n- Eine 1:1-Umsetzung europarechtlicher Vorgaben ohne zusätzliche nationale Verschärfung,\r\n- Eine Fokussierung der UVP auf wesentliche projektspezifische Umweltauswirkungen,\r\n- Die Vereinfachung von Verfahren für klimaschutzrelevante Änderungsvorhaben,\r\n- Die Vermeidung von Doppelprüfungen und redundanten Anforderungen,\r\n- Klare, rechtssichere und praktikable Vorgaben.\r\nDer BDEW lehnt ab:\r\n- Zusätzliche bürokratische Anforderungen,\r\n- Regelungen, die zu Verzögerungen oder Rechtsunsicherheiten führen.","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":"RV0024131","title":"Änderungsvorschläge EU- und Bundesrecht zur Vereinfachung der Zertifizierung von Gasen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Vereinfachung und Harmonisierung der Zertifizierungssysteme für erneuerbare und kohlenstoffarme Gase ein. Der BDEW fordert die Einführung eines einheitlichen europäischen Massenbilanzsystems, den Abbau bürokratischer Anforderungen sowie die bessere Vernetzung und Vereinheitlichung von Registern und Nachweissystemen. Der BDEW befürwortet die Schaffung interoperabler Datenbanken, die Vermeidung von Doppelzählungen und Doppelstrukturen sowie klare und praktikable Vorgaben für die Nachweisführung. Zudem fordert der BDEW eine verbesserte Handelbarkeit von Zertifikaten und eine Reduzierung regulatorischer Komplexität zur Stärkung des europäischen Markthochlaufs erneuerbarer und kohlenstoffarmer Gase.","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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024132","title":"Änderungsvorschläge der Anlagenzusammenfassung für PV-Freiflächenanlagen im EEG","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine Anpassung der Regelungen zur Anlagenzusammenfassung nach § 24 EEG ein. Ziel ist es, die künstliche Flächenverknappung sowie Investitions- und Förderrisiken zu reduzieren und den PV-Ausbau effizienter zu gestalten. Insbesondere fordert der BDEW den Wegfall der Anlagenverklammerung für PV-Freiflächenanlagen auf privilegierten Flächen entlang von Verkehrswegen sowie die Ausnahme besonderer Solaranlagen (z. B. Agri-PV) von der Zusammenfassungsregel. Dadurch sollen Planungssicherheit erhöht, unnötige Kosten vermieden und der Ausbau erneuerbarer Energien beschleunigt 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":"RV0024133","title":"Änderungsvorschläge WindSeeG und EnWG zur Ermöglichung des Weiterbetriebs von Offshore-Windparks","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Schaffung eines regulatorischen Rahmens ein, der den Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und Netzanbindungssystemen über die bisherige Laufzeit hinaus ermöglicht. Der BDEW fordert insbesondere Anpassungen im Windenergie-auf-See-Gesetz, im Energiewirtschaftsgesetz sowie im Regulierungsrahmen, um Planungssicherheit, wirtschaftliche Tragfähigkeit und Investitionsanreize für den Weiterbetrieb sicherzustellen. Der BDEW fordert zudem eine Anpassung des Entschädigungsregimes, die Absicherung der Finanzierung von Netzanbindungssystemen sowie klare und harmonisierte technische Anforderungen für den Weiterbetrieb, um einen koordinierten und volkswirtschaftlich effizienten Betrieb von Anlagen bis zu 35 Jahren zu ermöglichen.","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_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024593","title":"Änderungsvorschläge zur Beschleunigung des 110-kV-Hochspannungsnetzausbaus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für gesetzliche Änderungen zur Beschleunigung des Ausbaus von 110-kV-Hochspannungsnetzen ein. Der BDEW fordert insbesondere Erleichterungen bei Umweltverträglichkeitsprüfungen und naturschutzrechtlichen Kompensationen, eine Ausweitung der Deltaprüfung nach § 43o EnWG, die Flexibilisierung von Planfeststellungsverfahren, die Verkürzung und Vereinfachung von Genehmigungsprozessen sowie beschleunigte Regelungen für Besitzeinweisungen und vorzeitige Baubeginne. Zudem fordert der BDEW die Einbeziehung der Energieinfrastruktur in das Infrastruktur-Zukunftsgesetz.","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 Naturschutz und Landschaftspflege","shortTitle":"BNatSchG 2009","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bnatschg_2009"},{"title":"Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung","shortTitle":"UVPG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/uvpg"},{"title":"Verwaltungsverfahrensgesetz","shortTitle":"VwVfG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/vwvfg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024594","title":"Änderungsvorschläge zum Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und Offshore-Netzanbindungen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für regulatorische Rahmenbedingungen ein, die einen koordinierten Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und Offshore-Netzanbindungssystemen über die bisherige Regelbetriebsdauer hinaus ermöglichen. Der BDEW fordert insbesondere Anpassungen des Windenergie-auf-See-Gesetzes, des Energiewirtschaftsgesetzes und der regulatorischen Vorgaben zur Finanzierung und Entschädigung von Offshore-Netzanbindungssystemen. Zudem setzt sich der BDEW für frühzeitige Festlegungen im Flächenentwicklungsplan, wirtschaftlich tragfähige Weiterbetriebsbedingungen, sachgerechte Entschädigungsregelungen nach § 17e EnWG sowie harmonisierte technische Standards für den Weiterbetrieb von Offshore-Anlagen ein.","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"},{"title":"Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze","shortTitle":"ARegV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/aregv"},{"title":"Verordnung über Sicherheit und Gesundheitsschutz bei der Verwendung von Arbeitsmitteln","shortTitle":"BetrSichV 2015","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/betrsichv_2015"}],"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_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024609","title":"Einführung kooperativer Sicherheitsnetzwerke für kritische Energie- und Wasserinfrastrukturen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung kooperativer Sicherheitsnetzwerke zur Stärkung der Resilienz kritischer Energie- und Wasserinfrastrukturen ein. Der BDEW fordert freiwillige regionale Kooperationsstrukturen, ein geschütztes virtuelles Billboard für den überregionalen Austausch von Material, Fachpersonal und Lageinformationen sowie praxistaugliche Mindeststandards. Der BDEW fordert zudem, erhöhte Sicherheits- und Resilienzkosten regulatorisch als nicht beeinflussbare Kosten anzuerkennen und ergänzend über einen Resilienzfonds sowie den Verteidigungsetat zu finanzieren.","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 Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze","shortTitle":"ARegV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/aregv"},{"title":"Dachgesetz zur Stärkung der physischen Resilienz kritischer Anlagen","shortTitle":"KRITISDachG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kritisdachg"},{"title":"Gesetz über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik und über die Sicherheit in der Informationstechnik von Einrichtungen","shortTitle":"BSIG 2025","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bsig_2025"}],"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_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024615","title":"Einführung einer strategischen Gasreserve zur Absicherung von Extremereignissen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung einer strategischen Gasreserve zur Absicherung akuter Notfallsituationen und nicht antizipierbarer Extremereignisse ein. Der BDEW fordert einen marktschonenden, regional differenzierten und wettbewerblich ausgestalteten Mechanismus zur Vorhaltung strategischer Gasmengen in Gasspeichern. Zudem setzt sich der BDEW für klare Aktivierungsschwellen, eine Finanzierung aus dem Staatshaushalt, eine organisatorische Einbindung des Marktgebietsverantwortlichen sowie eine regulatorische Ausgestaltung ein, die Marktmechanismen und Preisbildung möglichst wenig beeinträchtigt.","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 Sicherung der Energieversorgung","shortTitle":"EnSiG 1975","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ensig_1975"},{"title":"Verordnung zur Sicherung der Gasversorgung in einer Versorgungskrise","shortTitle":"GasSV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gassv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"},{"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_ECONOMY_COMPETITION_LAW","de":"Wettbewerbsrecht","en":"Competition law"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024685","title":"Einführung eines Regulierungsrahmens für Biomethanregionen und Anpassung der Gasnetzzugangsregulierung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für effiziente Netzanschlussregelungen für Biomethananlagen sowie für eine Weiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in Gasnetze ein. Der BDEW fordert die Einführung einer Methodik zur Ermittlung eines wirtschaftlich effizienten Netzanschlusses für Biomethananlagen sowie die Berücksichtigung regionaler Biomethanpotenziale bei der Erstellung von Netzentwicklungs- und Wasserstoffnetzplanungen. Der BDEW setzt sich dafür ein, dass bestehende Gasverteilernetze auch zur Integration nachhaltiger Biomethanmengen genutzt werden können und regionale Biometanregionen regulatorisch ermöglicht werden. Zudem fordert der BDEW die Berücksichtigung des Direktverstromungserhalts als wirtschaftliche Alternative im Rahmen regionaler Netzbewertungen.","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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024696","title":"Einführung von Differenzkostenverträgen und Garantieinstrumenten für den Wasserstoffhochlauf","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Einführung eines Fördermechanismus auf Basis von Differenzkostenverträgen (Contracts for Difference) zur Unterstützung des Wasserstoffmarkthochlaufs ein. Der BDEW fordert die Schließung der Wirtschaftlichkeitslücke zwischen Wasserstoffbereitstellungskosten und Zahlungsbereitschaft der Abnehmer. Zudem setzt sich der BDEW für staatliche Garantieinstrumente zur Absicherung von Infrastruktur-, Kontrahenten- und Investitionsrisiken sowie für verlässliche regulatorische Rahmenbedingungen, wettbewerbliche Vergabeverfahren und eine langfristige Finanzierung entsprechender Förderinstrumente 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_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_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_PUBLIC_FINANCE","de":"Öffentliche Finanzen, Steuern und Abgaben","en":"Public finances, taxes and duties"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024697","title":"Änderungsvorschläge zum Zweiten Gesetz zur Änderung des Luftsicherheitsgesetzes zur Stärkung des Schutzes kritischer Infrastrukturen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert im Rahmen des Zweiten Gesetzes zur Änderung des Luftsicherheitsgesetzes eine konsequente Einbeziehung der Energie- und Wasserwirtschaft in die Maßnahmen zur Abwehr von Bedrohungen durch unautorisierte Drohnen. Der BDEW setzt sich für eine Erweiterung der gesetzlichen Grundlagen ein, um Betreiber kritischer Infrastrukturen der Energie- und Wasserwirtschaft wirksam in die Lage zu versetzen, Gefahrenlagen frühzeitig zu erkennen und abzuwehren. Daneben fordert der BDEW Rechtssicherheit bei der Kostenübernahme sowie die Finanzierung von Systemen zur Drohnenabwehr aus dem Verteidigungshaushalt oder einem zukünftigen Resilienzfonds. ","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Luftsicherheitsgesetz","shortTitle":"LuftSiG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/luftsig"},{"title":"Luftverkehrsgesetz","shortTitle":"LuftVG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/luftvg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_IS_DISASTER_CONTROL","de":"Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe","en":"Civil protection"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_ECONOMY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Wirtschaft\"","en":"Other in the field of \"Economy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024698","title":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printedMattersPresent":true,"printedMatters":[{"title":"Entwurf eines Gesetzes zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","printingNumber":"21/5440","issuer":"BT","documentUrl":"https://dserver.bundestag.de/btd/21/054/2105440.pdf","projectUrl":"https://dip.bundestag.de/vorgang/gesetz-zur-%C3%A4nderung-des-energiewirtschaftsgesetzes-und-weiterer-energierechtlicher-vorschriften-zur/333129","leadingMinistries":[{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie","shortTitle":"BMWE","electionPeriod":21,"url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html"}]}],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW fordert praxisgerechte Änderungen am Entwurf zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets. Der BDEW setzt sich insbesondere für rechtssichere und bürokratiearme Regelungen zur Gas- und Wasserstoffnetzplanung, zur Transformation und Stilllegung von Gasnetzen, zu Netzanschlüssen, Biomethan, Duldungspflichten, Wasserstoffinfrastrukturen, Wasserstoffspeichern, Gas- und Wasserstoffkennzeichnung sowie zur Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung","shortTitle":"EnWG 2005","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005"},{"title":"Bundesberggesetz","shortTitle":"BBergG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bbergg"},{"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"},{"title":"Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Gasversorgungsnetzen","shortTitle":"GasNEV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gasnev"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024699","title":"Änderungsvorschläge zur Datenschutz-Grundverordnung im Rahmen des Digitalen Omnibus","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine innovationsfreundliche und praxisgerechte Weiterentwicklung der Datenschutz-Grundverordnung im Rahmen des Digitalen Omnibus ein. Der BDEW fordert insbesondere die Beibehaltung und Weiterentwicklung der vorgeschlagenen Regelungen zur Pseudonymisierung, zu Meldepflichten bei Datenschutzverletzungen, zum Training und Betrieb von KI-Systemen, zu automatisierten Einzelfallentscheidungen sowie zu missbräuchlichen Auskunftsersuchen. Zudem setzt sich der BDEW für Bürokratieabbau, höhere Rechtssicherheit und eine kohärente Ausgestaltung des europäischen Datenschutz- und Digitalrechts ein.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Bundesdatenschutzgesetz","shortTitle":"BDSG 2018","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/bdsg_2018"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_MEDIA_PRIVACY","de":"Datenschutz und Informationssicherheit","en":"Data protection and information security"},{"code":"FOI_MEDIA_COMMUNICATION","de":"Kommunikations- und Informationstechnik","en":"Communication and information technology"},{"code":"FOI_IS_CYBER","de":"Cybersicherheit","en":"Cyber security"},{"code":"FOI_MEDIA_DIGITALIZATION","de":"Digitalisierung","en":"Digitalization"},{"code":"FOI_MEDIA_INTERNET_POLICY","de":"Internetpolitik","en":"Internet policy"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024726","title":"Änderungsvorschläge zur EEG-Novelle: Einführung eines Prüfauftrags zur PPA-Risikoabsicherung","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Verankerung eines gesetzlichen Prüfauftrags im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ein, mit dem die Einführung einer staatlich flankierten Risikoabsicherung für Power Purchase Agreements (PPAs) geprüft und vorbereitet wird. Der BDEW fordert die Entwicklung eines Instruments zur Absicherung von Ausfallrisiken langfristiger Stromlieferverträge, um Finanzierungskosten für Erneuerbare-Energien-Projekte zu senken, den marktbasierten und ungeförderten Ausbau Erneuerbarer Energien zu stärken sowie private Investitionen in Erzeugungsanlagen zu erleichtern. Dabei sollen Erfahrungen aus bestehenden europäischen Modellen berücksichtigt werden.","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_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024727","title":"Änderungsvorschläge zur EEG-Novelle 2026 zur Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für erneuerbare Energien","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für Änderungen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ein. Der BDEW fordert die Weiterentwicklung der Förder- und Vermarktungsbedingungen für erneuerbare Energien, Anpassungen bei Ausschreibungen und Direktvermarktung, die Stärkung marktwirtschaftlicher Vermarktungsmodelle einschließlich Power Purchase Agreements (PPA), die Verbesserung der Investitions- und Planungssicherheit für Anlagenbetreiber, Anpassungen bei Netzanschluss- und Beteiligungsregelungen sowie weitere Maßnahmen für einen kosteneffizienten, systemdienlichen und bürokratiearmen Ausbau erneuerbarer Energien. Der BDEW setzt sich zudem für praxistaugliche und beihilferechtskonforme Regelungen zur Sicherstellung der Ausbauziele und der Förderkontinuität 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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OTHER","de":"Sonstiges im Bereich \"Energie\"","en":"Other in the field of \"Energy\""},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024771","title":"Änderungsvorschläge zum GAP-Konditionalitäten-Gesetz und GAP-InVeKoS-Gesetz zur Sicherung des Gewässerschutzes","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich dafür ein, dass die Änderungen des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes nicht zu einer Absenkung von Umwelt-, Boden- und Gewässerschutzstandards führen. Der BDEW fordert die Sicherstellung wirksamer Kontroll- und Vollzugsmechanismen bei den GLÖZ-Standards, eine gewässerschutzgerechte Ausgestaltung der Regelungen zu Dauergrünland und Paludikultur sowie einen verbindlichen und wirksamen Informationsaustausch zwischen den zuständigen Fachbehörden. Vereinfachungen der GAP-Verfahren sollen so ausgestaltet werden, dass der Schutz von Grundwasser, Oberflächengewässern und Trinkwasserressourcen gewährleistet bleibt.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz zur Durchführung der im Rahmen der Gemeinsamen Agrarpolitik geltenden Konditionalität","shortTitle":"GAPKondG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gapkondg"},{"title":"Gesetz zur Durchführung des im Rahmen der Gemeinsamen Agrarpolitik einzuführenden Integrierten Verwaltungs- und Kontrollsystems","shortTitle":"GAPInVeKoSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/gapinvekosg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"},{"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_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024772","title":"Änderungsvorschläge zu Zertifizierungs- und Nachweissystemen für Gase und andere Energieträger","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Weiterentwicklung und Vereinfachung von Zertifizierungs- und Nachweissystemen für Gase und andere Energieträger ein. Der BDEW fordert praktikable, transparente und möglichst einheitliche Anforderungen an Zertifizierungsverfahren, Registersysteme und Herkunftsnachweise. Der BDEW setzt sich für die Anerkennung und Interoperabilität nationaler und internationaler Nachweissysteme sowie für einen diskriminierungsfreien Handel mit zertifizierten Energieträgern ein. Der BDEW fordert regulatorische Rahmenbedingungen, die den Markthochlauf erneuerbarer und klimaneutraler Gase unterstützen und unnötige bürokratische Belastungen 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 zur Ausstellung, Übertragung und Entwertung von Herkunftsnachweisen sowie zur Schaffung von Herkunftsnachweisregistern für Gas, Wärme oder Kälte aus erneuerbaren Energien","shortTitle":"HkNRG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hknrg"},{"title":"Durchführungsverordnung über Herkunfts- und Regionalnachweise für Strom aus erneuerbaren Energien","shortTitle":"HkRNDV","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/hkrndv"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_SUSTAINABILITY","de":"Nachhaltigkeit und Ressourcenschutz","en":"Sustainability and resource protection"},{"code":"FOI_ENERGY_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"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024834","title":"Änderungsvorschläge zur Vereinfachung der EU-Finanzmarktregulierung für Energiehandelsunternehmen","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine verhältnismäßige und praxistaugliche Weiterentwicklung der europäischen Finanzmarktregulierung für Energiehandelsunternehmen ein. Der BDEW fordert den Abbau unnötiger Melde-, Dokumentations- und Nachweispflichten sowie die Vereinfachung regulatorischer Anforderungen in den Verordnungen EMIR, MiFIR und SFTR. Der BDEW setzt sich für rechtssichere Hedging-Regelungen, eine sachgerechte Ausgestaltung von Clearing- und Meldepflichten, die Reduzierung von Berichtspflichten sowie eine stärkere Berücksichtigung der Besonderheiten nichtfinanzieller Energieunternehmen ein. Zudem fordert der BDEW eine kohärente und bürokratiearme Ausgestaltung des europäischen Finanzmarktrechts sowie effizientere Gesetzgebungsverfahren auf EU-Ebene.","affectedLawsPresent":true,"affectedLaws":[{"title":"Gesetz über den Wertpapierhandel","shortTitle":"WpHG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/wphg"}],"fieldsOfInterest":[{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024835","title":"Änderungsvorschläge zur Verankerung von Biomethannetzgebieten im Energiewirtschaftsrecht","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für die Schaffung eines regulatorischen Rahmens zur Ausweisung von Biomethannetzgebieten ein. Der BDEW fordert die Berücksichtigung von Biomethannetzgebieten in der Gas- und Wasserstoffnetzplanung, um die langfristige Einspeisung von Biomethan sowie Planungs- und Investitionssicherheit für Bestands- und Neuanlagen zu gewährleisten. Der BDEW setzt sich für eine Biomethanstrategie ein, die die nachhaltigen Potenziale von Biomethan berücksichtigt und eine wirtschaftliche Transformation der Gasnetze ermöglicht. Der BDEW lehnt pauschale langfristige Anschluss- und Trennungsvorgaben für Biomethananlagen ab und fordert eine flexible, netzorientierte Ausgestaltung der Regelungen.","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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024836","title":"Änderungsvorschläge zum Stromversorgungskapazitätsgesetz (StromVKG) zur Sicherung der Versorgungssicherheit","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine investitionssichere und praxistaugliche Ausgestaltung des Stromversorgungskapazitätsgesetzes ein. Der BDEW fordert die Schaffung verlässlicher Rahmenbedingungen für den zügigen Ausbau gesicherter Stromerzeugungskapazitäten, Speicher und Flexibilitäten. Der BDEW setzt sich für technologieoffene Ausschreibungen, angemessene Vergütungs- und Sicherheitsregelungen, investitionsfreundliche Teilnahmebedingungen sowie eine sachgerechte Berücksichtigung wasserstofffähiger Kraftwerke ein. Der BDEW fordert die Vermeidung unnötiger Markteintrittsbarrieren, die Stärkung der Akteursvielfalt sowie eine rechtssichere Ausgestaltung von Kapazitätsmechanismen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit und zur Unterstützung der Transformation des Energiesystems.","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 die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung","shortTitle":"KWKG 2016","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016"},{"title":"Bundes-Klimaschutzgesetz","shortTitle":"KSG","url":"https://www.gesetze-im-internet.de/ksg"}],"fieldsOfInterest":[{"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_ENERGY_OVERALL","de":"Allgemeine Energiepolitik","en":"Energy policy in general"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024837","title":"Änderungsvorschläge zu Zertifizierungs- und Nachweissystemen für Gase und andere Energieträger","printedMattersPresent":false,"printedMatters":[],"draftBillPresent":false,"description":"Der BDEW setzt sich für eine praxistaugliche und möglichst einheitliche Ausgestaltung von Zertifizierungs- und Nachweissystemen für Gase und andere Energieträger ein. Der BDEW fordert die Vereinfachung von Zertifizierungsverfahren, Nachweisführungs- und Registersystemen sowie die Verbesserung der Handelbarkeit von Zertifikaten. Der BDEW setzt sich für transparente, interoperable und international anschlussfähige Nachweisstandards ein, um den Handel mit erneuerbaren und klimaneutralen Energieträgern zu erleichtern. Der BDEW fordert zudem eine sachgerechte Berücksichtigung dieser Anforderungen bei der Ausgestaltung der Grüngasquote sowie weiterer regulatorischer Vorgaben für den Gas- und Wasserstoffmarkt.","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_RENEWABLE","de":"Erneuerbare Energien","en":"Renewable energy"},{"code":"FOI_EU_LAWS","de":"EU-Gesetzgebung","en":"EU legislation"},{"code":"FOI_ENERGY_NET","de":"Energienetze","en":"Energy networks"},{"code":"FOI_ENVIRONMENT_CLIMATE","de":"Klimaschutz","en":"Climate protection"}]}]},"statements":{"statementsPresent":true,"statementsCount":165,"statements":[{"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/1f/21/315266/Stellungnahme-Gutachten-SG2403220004.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":"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. 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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, 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\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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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. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-05-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0006411","regulatoryProjectTitle":"Div. Verbesserungsvorschläge zur Umsetzung der Erneuerbare Energien Richtlinie (RED III) im Verkehr","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/15/1f/315284/Stellungnahme-Gutachten-SG2405300024.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":"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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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. 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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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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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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, 3. 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":"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":"RV0011345","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge zur Überarbeitung der kommunalen Abwasserrichtlinie ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d4/c1/356790/Stellungnahme-Gutachten-SG2409240005.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 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, 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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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, 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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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. 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, 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, 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. 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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. 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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. 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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, 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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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":"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. 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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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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":"RV0013479","regulatoryProjectTitle":"Regelungsvorschläge zum Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/f6/a9/378562/Stellungnahme-Gutachten-SG2412030029.pdf","pdfPageCount":40,"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, 31. Oktober 2024\r\nWeiterbetrieb von OffshoreWindenergieanlagen und\r\nOffshore-Netzanbindungssystemen\r\nWhite Paper\r\nErstellt im Rahmen der Arbeitsgruppe „Nachnutzung“ unter Beteiligung des Bundesverbandes Windenergie Offshore (BWO)\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 40\r\nInhalt\r\nEinleitung ............................................................................................................................4\r\nKurzfassung...........................................................................................................................5\r\nLangfassung ..........................................................................................................................9\r\n1 Weiterbetrieb Offshore-Windparks.................................................................................9\r\n1.1 Regulatorik........................................................................................................9\r\n1.1.1 Seeanlagenverordnung (SeeAnlV)..................................................................10\r\n1.1.2 § 48 WindSeeG alte Fassung vor dem 01.01.2017 (Entwurfsfassung)...........10\r\n1.1.3 § 48 WindSeeG ab dem 01.01.2017 und Status Quo .....................................11\r\n1.2 Technik............................................................................................................12\r\n1.2.1 Einschätzung des TÜV Rheinlands..................................................................13\r\n1.2.2 Zertifizierung ..................................................................................................14\r\n1.3 Wirtschaftlichkeit ...........................................................................................15\r\n1.3.1 Abschätzung der Investitions-, Betriebs- und Instandhaltungskosten ..........15\r\n1.3.2 Nachlaufeffekte von Windparks.....................................................................18\r\n1.4 Ökologie: Verbesserte CO2-Bilanz..................................................................19\r\n1.5 Offene Fragen (Flächen / Flächenverfügbarkeit / Potenziale).......................19\r\n2 Weiterbetrieb Offshore-Netzanbindungssysteme.......................................................... 20\r\n2.1 Regulatorik......................................................................................................20\r\n2.1.1 Entschädigungszahlungen bei Störungen oder Verzögerung gem. § 17e\r\nEnWG..............................................................................................................20\r\n2.1.2 Entschädigungen im Fall von Wartungsarbeiten § 17e Abs. 3 EnWG............21\r\n2.1.3 Betrieb eines alten Übertragungssystems an einem neuen Windpark .........27\r\n2.1.4 Übergangslösung beim Errichten eines neuen Windparks............................27\r\n2.1.5 Vermaschung mit anderen Anbindungssystemen .........................................28\r\n2.1.6 Redundantes Fallbacksystem .........................................................................28\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 40\r\n3 Repowering von Offshore-Windparks......................................................................... 28\r\n3.1 Regulatorik......................................................................................................29\r\n3.1.1 Beibehaltung oder Erhöhung der Windparkleistung durch Repowering.......29\r\n3.1.2 2 K-Kriterium...................................................................................................29\r\n3.2 Technik............................................................................................................31\r\n3.2.1 Vollständiges Repowering OWP.....................................................................31\r\n3.2.2 Partielles Repowering OWP ...........................................................................32\r\n4 Nachnutzung Offshore-Windparks.............................................................................. 33\r\n4.1 Regulatorik......................................................................................................33\r\n4.2 Wirtschaftlichkeit ...........................................................................................34\r\n5 Rückbau Offshore-Windparks..................................................................................... 34\r\n5.1 Regulatorik......................................................................................................35\r\n5.1.1 Seeanlagenverordnung (SAnlV)......................................................................35\r\n5.1.2 Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG).....................................................35\r\n5.2 Technik............................................................................................................37\r\n5.3 Zeitplanung.....................................................................................................38\r\n6 Rückbau Offshore-Netzanbindungssysteme................................................................ 39\r\n6.1 Regulatorik......................................................................................................39\r\n6.2 Technik............................................................................................................39\r\n6.3 Zeitplanung.....................................................................................................40\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 40\r\nEinleitung\r\nDer BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. hat sich im Rahmen der Arbeitsgruppe „Nachnutzung Offshore“ mit (potenziellen) Betreibern von Offshore-Windparks, den Übertragungsnetzbetreibern in der deutschen Nord- und Ostsee sowie dem Fraunhofer IWES (Fraunhofer-Institut für Windenergiesysteme) ausgetauscht. Der Bundesverband Windenergie Offshore\r\n(BWO) war ebenfalls mit einem Sitz in dieser Arbeitsgruppe vertreten.\r\nZiel der Arbeitsgruppe war es, eine Plattform zu bieten, um die mannigfaltigen Herausforderungen\r\nsowie die Komplexität zum Thema Nachnutzung und Weiterbetrieb von Offshore-Windparks\r\n(OWPs) und entsprechender Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) aus Sicht der Branche zu\r\nbeschreiben und mögliche Lösungs- und Handlungsoptionen aufzuzeigen. Das Papier soll zudem\r\neine Handreichung für Vertreterinnen und Vertreter aus Behörden und Ministerien sowie für Politikerinnen und Politiker darstellen.\r\nAusgangspunkt und Arbeitsgrundlage der Arbeitsgruppe „Nachnutzung Offshore“ sind die bisher\r\nbekannt gewordenen Arbeitsprozesse und Vorüberlegungen des Bundesamts für Seeschifffahrt\r\nund Hydrographie (BSH) ab Mitte 2022.\r\nAm 1. Juli 2022 stellte das BSH im Entwurf des Flächenentwicklungsplans 2022 (FEP) erstmalig\r\nÜberlegungen zum Thema Rückbau und Nachnutzung von OWPs und ONAS in Form einer AnhangTabelle1 vor. Innerhalb eines sich daran anschließenden Expertenworkshops „Rückbau und Nachnutzung“ am 22. September 2022 hat die OWP-Betreiberseite Kritik an dem tabellarischen Ansatz\r\nzu den beabsichtigten Festlegungen zur Nachnutzung von Flächen in den Zonen 1 und 2 der Nordsee und Ostsee des BSH geübt. Beim zweiten FEP-Entwurf des BSH vom 28. Oktober 2022 wurde\r\ndas Thema Nachnutzung zunächst ausgeklammert. Das BSH gab bekannt, dass sich die Behörde in\r\nZukunft dem Thema Nachnutzung annehmen werde.\r\nNach öffentlich verfügbaren Informationen geht die Einschätzung des BSH dahin, dass das gesetzliche Ausbauziel von 70 Gigawatt (GW) installierter Leistung von Windenergieanlagen auf See bis\r\nzum Jahr 2045 nur dann erreicht werde, wenn eine zeitige Nachnutzung von Flächen ermöglicht\r\nwerde, auf denen die Erstgenehmigungsdauer von 25 Jahren abgelaufen sei. Ausweislich des FEPs\r\n2023 ist das Ziel des BSH, zukünftig große zwei Gigawatt-Flächen als neuen Standard für OWPs zu\r\nschaffen. Dadurch soll eine möglichst hohe Effizienz sowohl bei dem Betrieb der OWPs als auch bei\r\nden ONAS erreicht werden. Die Nachnutzungserwägungen des BSH betreffen zunächst die Zonen 1\r\nund 2 mit relativ kleinen Flächen. Herausforderungen ergeben sich insbesondere dadurch, dass die\r\nOWPs zu unterschiedlichen Zeiten in Betrieb gegangen sind und demnach die Erst-Genehmigungen\r\nzu unterschiedlichen Zeiten auslaufen werden. Nach Einschätzung des BSH soll das Ziel erreicht\r\n1\r\nSiehe Flächenentwicklungsplan (FEP) 2022, Tabelle 11, 12, S. 93\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 40\r\nwerden, den Zeitraum ohne Einspeisung zwischen Außer- und Inbetriebnahme der OWPs möglichst kurz zu halten, mithin eine frühzeitige Planungsgrundlage für Betreiber zu schaffen. Ausweislich des FEPs 2023 geht das BSH bisher davon aus, dass Rückbau sowie Neubau jeweils innerhalb\r\nvon einem Jahr möglich seien. Schließlich geht das BSH von einer 25-jährigen Betriebsdauer der\r\nOWPs inklusive der dazugehörigen Netzanbindung aus und sieht darüberhinausgehende Nutzungszeiträume wegen der zu berücksichtigenden Netzanbindungsinfrastruktur als riskant an. Nach Ansicht des BSH führe eine technische Modernisierung durch größere Anlagen voraussichtlich zu einer Leistungserhöhung und damit einhergehend zu einer erhöhten Stromerzeugungsmenge im\r\nOffshore-Bereich.\r\nKurzfassung\r\nDie Kerninhalte des White-Papers für den Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen\r\n(OWEA) und ONAS, das Repowering von OWEA sowie den Rückbau von OWEA und ONAS lassen\r\nsich wie folgt zusammenfassen:\r\nWeiterbetrieb von OWEA\r\n› Der Weiterbetrieb von OWEA und ONAS nach Auslaufen von deren Erst-Genehmigung sowie die\r\nanschließende Nachnutzung vorhandener Flächen mit Bestandsanlagen ist mit einem hohen koordinatorischen Aufwand verbunden, der ein frühzeitiges planvolles Handeln der beteiligten Akteure voraussetzt. Im Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) bedarf es einer Klarstellung,\r\nwelche Voraussetzungen für einen Weiterbetrieb zu erfüllen sind und inwiefern ein Antrag auf\r\nWeiterbetrieb bereits früher als 24 Monate vor Ablauf der Genehmigung gestellt werden darf.\r\nNur wenn frühzeitig Planungssicherheit besteht, können OWEA- und ONAS-Betreiber in die Lage\r\nversetzt werden, ausreichend und rechtzeitig Infrastruktur aufzubauen, um langfristig das Ausbauziel von 70 Gigawatt (GW) installierter Leistung zu erreichen.\r\n› Der Weiterbetrieb bestehender OWEA kann zu einem hohen volkswirtschaftlichen Nutzen führen. Durch die Weiternutzung bestehender Infrastruktur könnten zusätzliche Netzkosten aufgrund neuer Netzanschlüsse für Neuanlagen auf einen längeren Zeitraum verteilt und damit abgefedert werden. Darüber hinaus könnten Engpässe in den Lieferketten bei OWEA und ONAS\r\nvermieden sowie logistische Versorgungskapazitäten (Schiffe und Hafeninfrastruktur) durch gewonnene planerische Flexibilitäten ohne eine Überlastung besser genutzt werden. Gleichzeitig\r\nführt ein Weiterbetrieb durch eine verbesserte CO2-Bilanz zu mehr Klimaschutz.\r\n› Der Weiterbetrieb von OWEA und ONAS ist technisch grundsätzlich möglich. Konkrete Erfahrungswerte für mögliche Zeiträume existieren aktuell noch nicht. Derzeit muss jeder Einzelfall\r\nindividuell betrachtet werden. Folgende Punkte sind dabei von besonderer Bedeutung:\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 40\r\n• Um die tatsächlich mögliche Dauer des Weiterbetriebs einer OWEA und ONAS feststellen zu\r\nkönnen, müsste ein standardisiertes Prüfverfahren entwickelt werden. Dieses kann zweigeteilt aus einem analytischen und einem praktischen Teil bestehen, wobei einzelne Prüfprozesse am besten in die regelmäßigen Inspektionsintervalle einbezogen werden könnten.\r\n• Sinnvoll erscheint den Mitgliedern der AG eine Anpassung der Inspektionsintervalle oder\r\neine Implementierung zusätzlicher Prüfungsschritte in bestehenden Inspektionsverfahren/-\r\nplänen. Insbesondere kann darüber nachgedacht werden, OWEA zu clustern, um Einzelfallprüfungen möglichst zu vermeiden bzw. nur dort anzuwenden, wo es aufgrund der Datenlage der Betriebs- und Umwelteinflüsse zu Abweichungen bei den „Vergleichswerten“ gekommen ist.\r\n• Für einen Weiterbetrieb von OWEA und ONAS müssten die technischen Komponenten nach\r\neinem standardisierten Verfahren möglichst unbürokratisch und kostengünstig zertifiziert\r\nwerden können. Wichtig ist, dass dafür ein standardisierter Prozess (Standard/Leitfaden)\r\nfestgelegt wird, der auch Umwelteinflüsse wie Wave-Loading enthält. Der BDEW schlägt vor,\r\ndass innerhalb der Branche ein Gremium von technischen ExpertInnen, bestehend aus\r\nWindpark- und Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), gebildet wird, welches einen Vorschlag\r\nfür einen möglichst international standardisierten Prozess erarbeitet.\r\n• Der DNV – St 0262-Standard wird derzeit aktualisiert. Die verfügbaren DNV-Standards \"ST0126 Support structures for wind turbines\" und \"RP-C205 Environmental Conditions and Environmental Loads\" sind nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ ausreichend,\r\num auch die Wellenbelastung von Gründungen und Tragstrukturen zu berücksichtigen. Es\r\nsind daher keine zusätzlichen Standards erforderlich.\r\n• Eine aufwändige und vollständige Reanalyse des Typenzertifikats für OWEA muss zwingend\r\nausgeschlossen werden.\r\n› Nach Einschätzung der Mitglieder der AG kann es im Rahmen eines Weiterbetriebs der OWEA\r\nbetriebswirtschaftlich sinnvoll sein, OWEA im Schadensfall von Großkomponenten gegen Ende\r\nder Laufzeit nicht mehr zu reparieren, dahingegen den (restlichen) OWP mit reduzierter Anlagenzahl und Leistung weiterzubetreiben. Damit würde jedoch eine zunehmend geringe Auslastung der ONAS mit entsprechender Erhöhung der Transportkosten pro Megawattstunde (MWh)\r\neinhergehen, welche wiederum dem Stromkunden auferlegt werden. Sollte im Rahmen der Instandhaltung beispielsweise der Tausch von Rotorblättern erforderlich werden, könnte dieser\r\nunter Abwägung der Restlaufzeit der OWEA unter Umständen ausbleiben und die Anlage außer\r\nBetrieb genommen werden. Insbesondere kann es schwierig sein, (Haupt-)Komponenten älterer\r\nBaujahre überhaupt (noch) am Markt zu erhalten.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 40\r\n› Die Möglichkeit des Weiterbetriebs einer OWEA kann sich positiv auf die CO2-Bilanz auswirken.\r\nDie CO2-Bilanz kann unter Umständen sogar noch besser ausfallen, wenn der Recycling-Prozess\r\nam Ende der Laufzeit der OWEA bei der Kalkulation mitberücksichtigt wird.\r\n› Nachlaufeffekte (Abschattungseffekte) werden durch die zunehmende Ausbausituation auch in\r\nden Niederlanden bei bestimmten Windrichtungen- und -geschwindigkeiten eine signifikante\r\nEinflussgröße auf den Jahresenergieertrag der OWEA haben.\r\n› Der BDEW beauftragt gemeinsam mit der Offshore-Branche die Erstellung eines Gutachtens mit\r\ndem Ziel, praxisgerechte Vorschläge für die Frage des Weiterbetriebs von bestehenden Windenergieanlagen auf See sowie der dazugehörigen Netzanbindung zu machen. Dabei sollen Vorund Nachteile des Weiterbetriebs von OWPs und ONAS im Vergleich zur direkten Nachnutzung\r\nanhand eines Beispielclusters wissenschaftlich untersucht werden. Das soll aufbauend auf der\r\nDarstellung verschiedener Ausgestaltungsmöglichkeiten von Weiterbetriebsszenarien im Cluster\r\nunter Berücksichtigung planerischer, technischer, gesetzlicher, geografischer sowie betriebsund volkswirtschaftlicher Gesichtspunkte und Restriktionen geschehen.\r\nWeiterbetrieb von ONAS\r\n› Durch den Weiterbetrieb von OWEA und ONAS über 25 Jahre hinaus erhöht sich zweifellos die\r\nWahrscheinlichkeit von Ausfällen der Netzanbindungssysteme. Damit kann die Verfügbarkeit\r\nfür die Energieübertragung abnehmen. Die ÜNB sehen hier die Notwendigkeit, die regulatorischen Rahmenbedingungen für einen etwaigen Weiterbetrieb anzupassen, um die Endverbraucher nicht mittalbar unverhältnismäßig zu belasten. Nach Einschätzung des BDEW kann dies beispielsweise durch eine Erhöhung der Nichtverfügbarkeitstage erreicht werden. Vorzugswürdig\r\nerscheint aber die Einführung eines Novellierungskontos, das auch einen Ausgleich zwischen\r\nden Jahren ermöglichen würde.\r\n› Nach Ansicht der Arbeitsgruppenmitglieder kann der zunehmenden Störanfälligkeit durch mögliche Alterserscheinungen bei einem etwaigen Weiterbetrieb von OWEA sowie der Netzanbindung durch geänderte oder angepasste Instandhaltungsstrategien begegnet werden. Entscheidend ist dabei eine möglichst frühzeigte Festlegung der Weiterbetriebsdauer.\r\n› Der BDEW regt an, bei einer Störung der Netzanbindung gem. § 17e Abs. 1 EnWG im Falle des\r\nWeiterbetriebs den nicht erstattungsfähigen Eigenanteil der ÜNB bei einer fahrlässigen Verursachung der oben genannten Störung iSd § 17 f Abs. 2 Nr. 2 EnWG zu streichen.\r\n› Wenn OWPs nach 20 Jahren aus der EEG-Vergütung fallen und entsprechend keinen Anspruch\r\nmehr auf eine Marktprämie haben, werden diese Parks keine Entschädigungszahlungen bei\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 40\r\nStörungen gem. § 17e Abs. 1 EnWG erhalten. Der Weiterbetrieb eines OWP ist unter Umständen mit größeren Investitionen verbunden. Vor dem Hintergrund der erwartbaren positiven Effekte eines Weiterbetriebs sollten auch im Bereich des Entschädigungsregimes Anreize für einen Weiterbetrieb geschaffen werden. So könnte beispielsweise die Marktprämie bis zum Ende\r\nder Lebensdauer als Entschädigungsgrundlage fortgeschrieben werden.\r\nRepowering von OWEA\r\n› Der BDEW regt an, das 2 K-Kriterium2 wissenschaftlich zu überprüfen. In unseren Nachbarländern Niederlande und Dänemark sind vergleichbare Regelungen nicht existent. Aus Sicht des\r\nBDEW ergeben sich limitierende Faktoren durch das 2 K-Kriterium. Durch eine Anpassung dieses\r\nKriteriums könnten Seekabel durch längere Volllastzeiten voraussichtlich effizienter genutzt\r\nwerden. Darüber hinaus könnten zukünftig wichtige Ressourcen gespart, Produktionskapazitäten anderweitig genutzt und der Flächenbedarf sowie die Flächen-Konkurrenz verschiedener\r\nLeitungen untereinander minimiert werden.\r\nRückbau von OWEA und ONAS\r\n› Aufgrund verschiedenartiger Faktoren und fehlender Erfahrungswerte aus der Praxis kann keine\r\nverbindliche Aussage über die Rückbaudauer von OWEA und ONAS getroffen werden. Durch die\r\nzunehmende Größe der OWPs sowie Limitierungen in den Bereichen Hafenkapazitäten und Speziallogistik für den Rück- und Zubau ist mit einer längeren Rückbaudauer zwischen 24-36 Monaten zu rechnen. Partielle Rückbauszenarien, bei denen der Kolkschutz oder ein Pfahlsegment im\r\nBoden hinterlassen werden können, könnten zeitlich attraktiv für Stakeholder sein.\r\n• Bei der konkreten Umsetzung bzw. der Koordinierung der Offshore-Arbeiten für den Rückund Neubau bei einer Nachnutzung der Fläche besteht eine hohe Abstimmungsintensität\r\ninsbesondere zwischen den beteiligten Akteuren (z. B. Nutzer, Nachnutzer, Zulassungsbehörde, Logistik-Firmen, Häfen).\r\n• Ein paralleler Rück- und Neubau eines OWPS kann dabei helfen, die Zeiträume ohne\r\nStromeinspeisung durch die OWPs zu reduzieren, ist aber mit großen Herausforderungen\r\nverbunden. Eine Entzerrung der Bautätigkeit in der Nord- und Ostsee führt insgesamt zu einer besseren Umweltverträglichkeit.\r\n2 Vgl. § 17d Abs. 1b EnWG.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 40\r\nLangfassung\r\n1 Weiterbetrieb Offshore-Windparks\r\nDer Begriff „Weiterbetrieb“ umfasst im Nachfolgenden eine einmalige, nachträgliche Verlängerung\r\nder Plangenehmigung/des Planfeststellungsbeschlusses einer Windenergieanlage auf See um bis\r\nzu zehn Jahre.\r\nNeben den bereits dargestellten Überlegungen des BSH hat sich auch das Fraunhofer IWES mit\r\ndem Thema „Nachnutzung von Offshore-Windparks in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ)“ auseinandergesetzt sowie dazu in der Vergangenheit u.a. das BSH technisch beraten.\r\nInnerhalb des Arbeitspakets 3 „Rückbau und Nachnutzung von Offshore-Windparks und deren\r\nNetzanbindungssystemen“ wurden unter anderem die Lebensdauer existierender OWPs sowie die\r\nFrage, wie vorhandene Flächen nachgenutzt werden können, behandelt. Dabei hat das Fraunhofer\r\nIWES das langfristige Offshore-Ertragspotential in Deutschland anhand 16 unterschiedlicher Ausbauszenarien berechnet. Das Ergebnis der Berechnungen ist, dass sich aufgrund der zunehmenden\r\nBebauung die zu erwartenden Volllaststunden für OWEA in der Nord- und Ostsee in Zukunft von\r\netwa 4.000 Stunden auf ca. 3.000 bis 3.500 Stunden pro Jahr reduzieren werden.\r\nUm die Lebensdauer bestehender OWPs abzuschätzen, könne laut IWES zwischen der Lebensdauerabschätzung für die Rotor Gondel-Einheit (RNA-Rotor-Nacelle-Assembly) und der Lebensdauerabschätzung der Tragstrukturen differenziert werden. Bei der Rotor-Gondel-Einheit sei eine Lastrechnung mit drei generischen Anlagentypen (3; 6,5 und 7,5 Megawatt (MW)) durchgeführt worden. Im Ergebnis seien Komponenten der Rotor-Gondel-Einheit grundsätzlich austauschbar, wobei\r\nnach Einschätzung des Fraunhofer IWES die Frage der Wirtschaftlichkeit beim Tausch einzelner\r\nKomponenten am Ende der Lebensdauer sowie die Verfügbarkeit von Ersatzteilen für ältere Anlagen eine besondere Rolle spielen würden. Die Lebensdauerabschätzung der Tragstrukturen sei\r\ndurch Normenvergleich und Literaturrecherche erfolgt. Bei konservativ ausgelegten Tragstrukturen\r\nsei eine Tragreserve von fünf bis zehn Jahren denkbar. Nach Einschätzung von IWES sei ein Weiterbetrieb von OWEA über 25 Jahre hinaus technisch realistisch und am Ende maßgeblich von der\r\nWirtschaftlichkeit abhängig. ONAS seien ebenfalls nach Einschätzung des IWES für fünf bis zehn\r\nJahre weiter nutzbar. Eine genauere Beurteilung könne allerdings nur im individuellen Einzelfall erfolgen.\r\n1.1 Regulatorik\r\nFür den Weiterbetrieb von OWPs hat sich die Regulatorik im Laufe der Jahre verändert. Die „historische“ Entwicklung der Regelungen für einen möglichen Weiterbetrieb gem. § 69 VII Windenergieauf-See-Gesetz (WindSeeG) stellt sich wie folgt dar:\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 40\r\n1.1.1 Seeanlagenverordnung (SeeAnlV)\r\nDie Seeanlageverordnung3 galt im Zeitraum vom 1. Februar 1997 bis zum 1. Januar 2017. Gem. § 2\r\nSeeAnlV bedurfte die Errichtung und der Betrieb sowie die Änderung einer Erzeugungs- und Übertragungseinrichtungen einer Planfeststellung oder einer Genehmigung. Die erteilten Genehmigungen bzw. Planfeststellungen enthielten regelmäßig als Nebenbestimmung eine Befristung, beruhend auf § 2 Abs. 3 S.2 iVm § 6 Abs. 4 SeeAnlV. Die Befristung erfolgte regelmäßig auf 20 oder 25\r\nJahre.\r\n4\r\n1.1.2 § 48 WindSeeG alte Fassung vor dem 01.01.2017 (Entwurfsfassung)\r\nGem. § 48 WindSeeG in der Entwurfsfassung vor dem 01.01.2017 sollte ein Planfeststellungsbeschluss oder eine Plangenehmigung für eine OWEA nur befristet erteilt werden. Gem. § 48 Satz 2\r\nWindSeeG richtete sich die Befristung nach der Dauer des Anspruchs auf die Marktprämie nach\r\n§ 25 S. 1 Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2016. Gem. § 25 EEG 2016 wurde die Marktprämie\r\noder Einspeisevergütung jeweils für die Dauer von 20 Jahren gewährt. Daraus ergab sich eine zeitliche Befristung des Planfeststellungsbeschlusses oder einer Plangenehmigung für eine Windenergieanlage auf See. Hiervon ist der Gesetzgeber jedoch noch vor Inkrafttreten des Gesetzes wieder\r\nabgerückt. Dies geschah im Hinblick darauf, dass Windenergieanlagen auf See herstellerseitig in\r\nder Regel auf eine Betriebsdauer von 25 Jahren ausgelegt wurden.\r\nDie Frist begann grundsätzlich mit Inbetriebnahme der jeweiligen OWEA, frühestens aber in dem\r\nJahr, in dem die Inbetriebnahme vorgesehen ist, siehe § 24 Abs. 1 Nr.2 WindSeeG und § 37 Abs. 1\r\nNr. 2 WindSeeG.\r\nEine Verlängerung der Befristung war nach dem Wortlaut des Gesetzes möglich. Eine genaue zeitliche Definition dieser Verlängerungsoption wurde aber gesetzlich nicht definiert. Aus der Gesetzesbegründung ergibt sich, dass der Bieter mit dem Zuschlag in der Ausschreibung lediglich zeitlich\r\nbeschränkte Rechte (vgl. dazu auch § 24 Abs. 2 und § 37 Abs. 2 WindSeeG) erhält. Der bezuschlagte Bieter könne ausweislich der Gesetzesbegründung zu § 48 Abs. 7 WindSeeG5 nicht darauf\r\nvertrauen, für unbeschränkte Zeit auf der jeweiligen Fläche Windenergieanlagen auf See betreiben\r\nzu können. Der Bieter müsse von vornherein in seiner Kalkulation einstellen, dass er die Flächen\r\nnach Ablauf der Förderdauer bzw. der Befristung voraussichtlich nicht mehr nutzen dürfe. Eine\r\n3 Vgl. Verordnung über Anlagen seewärts der Begrenzung des deutschen Küstenmeeres (Seeanlagenverordnung - SeeAnlV) vom 23.01.1997.\r\n4 Vgl. Änderungsbescheid, Offshore Windenergiepark Gode Wind 02, S.21 Nr.22.\r\n5 Vgl. Gesetzentwurf EEG 2016, Drucksache 18/8860 vom 21.06.2016 Begründung § 48 Abs. 7 WindSeeG, S. 313 f.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 40\r\nFristverlängerung ist nach § 48 Abs. 7 Satz 2 WindSeeG nur dann möglich, wenn der Flächenentwicklungsplan eine Nachnutzung nach § 8 Absatz 3 WindSeeG nicht direkt im Anschluss an die Frist\r\nvorsehe. Aus der Gesetzesbegründung ergibt sich, dass in einer solchen Konstellation ein Weiterbetrieb bis zu dem Zeitpunkt, ab dem der Flächenentwicklungsplan die Nachnutzung vorsehe, unter Umständen sinnvoll erscheint.\r\nGrundsätzlich dient die Befristung der Genehmigung dazu, möglichst viele fachplanerische Gestaltungsmöglichkeiten nach Ende des Anspruchs auf Marktprämie zu eröffnen. Hierzu gehört auch,\r\ndass der Flächenentwicklungsplan mehrere bereits für die Stromerzeugung aus Windenergieanlagen auf See genutzte Flächen gemeinsam für eine Nachnutzung vorsehen kann. Erfolgt die bisherige Nutzung durch verschiedene Betreiber auf der Grundlage unterschiedlich lang befristeter Planfeststellungsbeschlüsse, kann durch die Verlängerung einzelner Fristen insgesamt ein Gleichlauf\r\nder Befristungen auch in einem bestimmten Gebiet (Cluster) erreicht werden.\r\n1.1.3 § 48 WindSeeG ab dem 01.01.2017 und Status Quo\r\n§ 48 WindSeeG in der am 01.01.2017 geltenden, neuen Fassung enthielt bereits eine Befristung\r\ndes Planfeststellungsbeschlusses oder einer Plangenehmigung für eine Windenergieanlage auf See\r\nvon 25 Jahren, mit einer einmaligen, nachträglichen Verlängerungsmöglichkeit der Befristung um\r\nhöchsten fünf Jahre. Durch die Einführung des § 69 WindSeeG in der am 01.01.2023 geltenden Fassung wurde eine einmalige, nachträgliche Verlängerungsmöglichkeit der Befristung um höchsten\r\nzehn Jahre eingeführt.\r\nÜberblick der Regulatorik: Weiterbetrieb von OWEA in der deutschen Nord- und Ostsee\r\nSeeAnlV ab\r\ndem\r\n01.01.2017\r\n§ 48 WindSeeG\r\nvor dem\r\n01.01.2017\r\n§ 48 WindSeeG in\r\nder am\r\n01.01.2017 geltenden Fassung\r\n§ 48 WindSeeG\r\nin der am\r\n10.12.2020 geltenden Fassung\r\n§ 69 WindSeeG\r\nin der am\r\n01.01.23 geltenden Fassung\r\nBefristung\r\ndurch Nebenbestimmung\r\nauf 20/25\r\nJahre\r\nBefristung richtet sich nach der\r\nDauer des Anspruchs auf die\r\nMarktprämie\r\nnach § 25 Satz 1\r\ndes EEG.\r\nBefristung auf 25\r\nJahre\r\nBefristung auf 25\r\nJahre\r\nBefristung auf 25\r\nJahre\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 40\r\n› Gem. § 69 Abs. 7 S. 4 WindSeeG ist ein Weiterbetrieb insbesondere dann möglich ist, wenn die\r\nBetriebsdauer der zugehörigen Netzanbindung dies technisch und betrieblich ermöglicht. Nach\r\nAnsicht der Mitglieder der AG Nachnutzung wäre eine Klarstellung hilfreich, unter welchen Voraussetzungen dieses Kriterium erfüllt ist.\r\n› Darüber hinaus ist aus dem Gesetzeswortlaut nicht ersichtlich, ab wann der OWEA-Betreiber\r\neinen Antrag auf Weiterbetrieb beim BSH stellen kann.\r\n1.2 Technik\r\nDie Konstruktion einer OWEA ist aus betriebswirtschaftlichen Gründen auf eine endliche Nutzung\r\nausgelegt. Theoretisch kann jede Konstruktion bei einer entsprechenden Instandhaltung auf unbestimmte Zeit betrieben werden. Windenergieanlagen haben eine sog. Entwurfslebensdauer. Das ist\r\ndie theoretische Berechnung einer endlichen Nutzungsdauer basierend auf den dazugehörigen\r\nLastannahmen.\r\nMit der Typen-/Einzelprüfung erfolgt der rechnerische Nachweis, dass die im Betriebszeitraum der\r\nEntwurfslebensdauer vom Hersteller zugrunde gelegten Lasten nicht zu einem frühzeitigen Ermüden eines Bauteils führen und damit die Standsicherheit der OWEA garantiert werden kann. Alle\r\nlasttragenden Komponenten sind mindestens für den Zeitraum der Entwurfslebensdauer dimensioniert. Die zeitliche Bemessung der Entwurfslebensdauer für OWEA (mindestens 20 Jahre) allein,\r\ntrifft jedoch keine Aussage über die tatsächlich mögliche Gesamtnutzungsdauer einer OWEA. Dennoch kann die Annahme getroffen werden, dass die tatsächliche Lebensdauer/Gesamtnutzungsdauer einer OWEA in der Regel größer sein wird als die Entwurfslebensdauer, da oftmals im Betrieb die der Entwurfslebensdauer zugrundeliegenden Lastannahmen nicht erreicht werden.\r\nGrundsätzlich ist deshalb der Weiterbetrieb der OWEA über den Zeitraum der Entwurfslebensdauer hinaus auch tatsächlich möglich. Um jedoch eine konkrete Aussage für eine OWEA treffen zu\r\nkönnen ist eine genauere Prüfung (Berechnung, Inspektion, Bewertung) aller lasttragenden\r\n§ 25 Satz 1 des\r\nEEG: Marktprämien oder Einspeisevergütungen sind jeweils\r\nfür die Dauer\r\nvon 20 Jahren\r\nzu zahlen.\r\nnachträgliche Verlängerung der Befristung um\r\nhöchstens fünf\r\nJahre ist einmalig\r\nnachträgliche Verlängerung\r\nder Befristung um\r\nhöchstens fünf\r\nJahre ist einmalig\r\nnachträgliche\r\nVerlängerung der\r\nBefristung um\r\nhöchstens zehn\r\nJahre\r\n20/25 Jahre 20 Jahre 30 Jahre 30 Jahre 35 Jahre\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 40\r\nKomponenten erforderlich. Darüber hinaus gehört auch die Innerparkverkabelung zwischen den\r\nOWEA zum OWP.\r\nAus Sicht der OWEA-Betreiber ergibt sich, dass die oben genannte vorzunehmende Prüfung für die\r\nFeststellung der tatsächlich möglichen Weiterbetriebsdauer einer OWEA in zwei Teilaspekte unterteilt werden kann:\r\n1. analytischer Teil: rechnerische Ermittlung der Weiterbetriebsdauer unter Zuhilfenahme\r\nvorhandener Daten der OWEA/ des Herstellers\r\n2. praktischer Teil: Prüfung des technischen Zustandes der OWEA vor Ort\r\n1.2.1 Einschätzung des TÜV Rheinlands\r\nNach Einschätzung des TÜV Rheinlands ergibt sich, dass im Vergleich zu Onshore-Windenergieanlagen für Offshore-Windenergieanlagen grundsätzlich quantitativ mehr Daten zur Verfügung stehen.\r\nDiese Datenbasis ergebe sich insbesondere durch die vorgeschriebenen jährlichen Inspektionen\r\nder OWEA. Grundsätzlich sei dies eine gute Ausgangslage für den analytischen Teil einer vorzunehmenden Prüfung. Aufgrund der besonderen Verhältnisse im Offshore-Bereich, wird angeregt, auch\r\nWellen-Daten zu erfassen und zu nutzen. Im Rahmen des analytischen Teils könnten verstärkt die\r\nHersteller für eine ausreichende Datenbasis eingebunden werden.\r\nBesonders herausfordernd sei die Überprüfung und Kontrolle/Bewertung der Gründungsstrukturen. Möglicherweise könne eine Lösung für den praktischen Teil eine sog. Wanddickenmessung\r\nsein. Insbesondere die Inspektion des nicht einsehbaren Teils des Fundaments sei schwierig.\r\nDarüber hinaus gebe es keinen Standard für die Bewertung von Korrosion. Mithin ergäben sich\r\nHerausforderungen durch maritimen Bewuchs.\r\n› Für einen Weiterbetrieb von OWEA und ONAS müssten die technischen Komponenten erneut\r\nnach einem standardisierten Verfahren möglichst unbürokratisch und kostengünstig zertifiziert\r\nwerden können. Wichtig ist, dass dafür ein standardisierter Prozess (Standard/Leitfaden) festgelegt wird, der auch Umwelteinflüsse, wie Wave-Loading, enthält. Der BDEW schlägt vor, dass\r\ninnerhalb der Branche ein Gremium von technischen ExpertInnen, bestehend aus Windparkund Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB), gebildet wird, welches einen Vorschlag für einen standardisierten Prozess erarbeitet. Dieses Gremium sollte auch Hersteller und Zertifizierer von\r\nOffshore-WEA und Infrastruktur einbeziehen.\r\n› Der BDEW regt außerdem an, im Falle eines Weiterbetriebs einer OWEA den regulären Inspektionsrahmen im Fall der erneuten Zertifizierung um den Teil der kostenintensiven, praktischen\r\nPrüfung des technischen Zustandes jeder Einzelanlage vor Ort bestenfalls durch stichprobenartige Untersuchungen zu ersetzen. Dies kann dazu führen, dass die erneut notwendige Zertifizierung einer OWEA für den Weiterbetrieb auch wirtschaftlich vertretbar werden kann.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 40\r\n1.2.2 Zertifizierung\r\nUnter dem Aspekt des Weiterbetriebs von OWEA ist zwischen dem dargestellten regulatorischen\r\nRahmen, beispielsweise einer Genehmigungsverlängerung, und dem technisch gesetzten Rahmen,\r\nwie einem Weiterbetrieb von Anlagen über die ursprünglich geplante Lebensdauer hinaus, zu unterscheiden.\r\nIn Anlehnung an die „Grundsätze Weiterbetrieb für WEA“ und DIBT 2012 geht es dabei um die analytische und evidenzbasierte Bewertung der verbleibenden nutzbaren Lebensdauer von Windenergieanlagen (Remaining Useful Lifetime). Beide Regelwerke basieren maßgeblich auf dem DNVStandard-0262. Dieser wird beispielsweise in der Standardkonstruktion des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) als Möglichkeit beschrieben, den Weiterbetrieb technisch zu\r\nvalidieren.\r\nDer DNV – Standard-0262 enthält detailliert zwei Herangehensweisen:\r\n1. Die vollständige Reanalyse und Rezertifizierung des Typenzertifikats (insb. dort anwendbar,\r\nwo sich signifikante Änderungen zum originären Design ergeben – z.B. bei Änderungen der\r\nAnlagenspezifikation oder Windklasse), oder\r\n2. eine generische Analyse der standortspezifischen Gegebenheiten und einer generischen\r\nAnlage am Standort (i. e. der Standard für OWEA).\r\nKlarer Vorteil der zweiten Variante („generische Analyse“) ist, dass diese in einem kürzeren Zeitraum umzusetzen ist und sich die monetären Aufwendungen im Rahmen halten. Dennoch kann\r\ndadurch ein aussagefähiges Ergebnis erreicht werden.\r\n› Der DNV – St 0262-Standard wird derzeit aktualisiert. Die verfügbaren DNV-Standards \"ST-0126\r\nSupport structures for wind turbines\" und \"RP-C205 Environmental Conditions and Environmental Loads\" sind nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ ausreichend, um auch die\r\nWellenbelastung von Gründungen und Tragstrukturen zu berücksichtigen. Es sind daher keine\r\nzusätzlichen Standards erforderlich.\r\n› Ferner relevant für die Frage der möglichen Weiterbetriebszeiten ist die Feststellung und Analyse der tatsächlichen Betriebs- und Umwelteinflüsse auf relevante Komponenten der OWEA.\r\nIm Rahmen der Diskussionen unter den Arbeitsgruppenmitgliedern hat sich gezeigt, dass sich\r\ndie Branche auf einen einheitlichen Standard einigen sollte, der unter Umständen im Fall des\r\nWeiterbetriebs auch einen „risikobasierten Ansatz“ verfolgen könnte. Für einen solchen „risikobasierten Ansatz“ bietet sich insbesondere der Standard IEC 61400-28 an, eine internationale\r\ntechnische Spezifikation für Windenergieanlagen, die von der Internationalen Elektrotechnischen Kommission (IEC) veröffentlicht wird. Der konkrete Titel lautet: „THROUGH LIFE MANAGEMENT AND LIFE EXTENSION OF WIND POWER ASSETS“. Der Standard befasst sich mit einer\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 40\r\nVielzahl von Wind-Turbinen und bietet darüber hinaus Anhaltspunkte für eine Priorisierung von\r\nMethoden.\r\n› Nach Ansicht der AG „Nachnutzung Offshore“ ist es wichtig, dass eine aufwändige und vollständige Reanalyse des Typenzertifikats für OWEA ausgeschlossen wird. Sinnvoll erscheint den Mitgliedern der AG eine Anpassung der Inspektionsintervalle oder eine Implementierung zusätzlicher Prüfungsschritte in bestehenden Inspektionsverfahren/-plänen. Insbesondere kann darüber nachgedacht werden, OWEA zu clustern, um Einzelfallprüfungen möglichst zu vermeiden\r\nbzw. nur dort anzuwenden, wo es aufgrund der Datenlage der Betriebs- und Umwelteinflüsse\r\nzu Abweichungen zu den „Vergleichswerten“ gekommen ist.\r\n1.3 Wirtschaftlichkeit\r\nDie Wirtschaftlichkeit des Weiterbetriebs der Bestandswindparks ist entscheidend, um zu beantworten, ob, wann und welche Flächen Weiterbetrieben werden können oder zur Nachnutzung zur\r\nVerfügung stehen. Ohne eine gegebene Wirtschaftlichkeit wird ein Weiterbetrieb nicht umsetzbar\r\nsein. Eine ökonomische Bewertung ist nach Ansicht der Teilnehmenden der AG zentral, um über\r\nden Weiterbetrieb oder die Außerbetriebnahme von OWPs entscheiden zu können.\r\n1.3.1 Abschätzung der Investitions-, Betriebs- und Instandhaltungskosten\r\nDie Höhe der Investitionskosten ist ein wichtiger Faktor, der maßgeblich dazu beiträgt, ob ein OWP\r\nwirtschaftlich betrieben werden kann. Die Investitionskosten von OWPs hängen von vielen Faktoren, wie beispielsweise der Größe, der Lage des OWPs, der Wettbewerbssituation und den Vertragsbedingungen, ab.6\r\nNeben den Investitionskosten machen die Betriebs- und Instandhaltungskosten rund 30 Prozent\r\nder Stromgestehungskosten aus. Diese setzen sich primär aus zwei Komponenten zusammen: Der\r\nInstandhaltung und der Jahreswartung.\r\nNach dem Endbericht des Fraunhofer IWES konnten die vielzähligen Faktoren nicht windparkspezifisch aufgeschlüsselt werden, jedoch Annäherungen aufgrund der Turbinenklasse und -größe vorgenommen werden. In den Analyseergebnissen seien durchschnittliche Betriebs- und Wartungskosten (O&M-Kosten) pro Jahr und MW von rund 50.000 bis zu 220.000 Euro beobachtbar. Hierbei\r\nsei zu berücksichtigen, dass insbesondere für ältere und kleinere OWPs als auch solche, die weiter\r\nvon der Küste entfernt liegen, höhere O&M-Kosten zu erwarten seien als für Windparks mit jüngerem Inbetriebnahmedatum und häufig größerer OWP- und OWEA-Nennleistung.\r\n6 Vgl. Dörenkämper et al. 2023, Endbericht: Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen zur Planung von Wind-energieanlagen auf See und Netzanbindungssystemen, S. 197.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 40\r\n› Nach Einschätzung der Arbeitsgruppenmitglieder kann es betriebswirtschaftlich sinnvoll sein,\r\nOWEA bis zum Eintritt von Schäden an den Hauptkomponenten weiterzubetreiben. Sollte im\r\nRahmen der Instandhaltung beispielsweise der Tausch von Rotorblättern erforderlich werden,\r\nkönnte dieser unter Abwägung der Restlaufzeit der OWEA unter Umständen ausbleiben und die\r\nAnlage außer Betrieb genommen werden. Insbesondere kann es schwierig sein, (Haupt-)Komponenten älterer Baujahre überhaupt (noch) am Markt zu erhalten.\r\n1.3.1.1 Personalkosten, Schiffskosten - Verfügbarkeit, Reparaturkosten\r\nAls Teil der Betriebs- und Instandhaltungskosten sind vor allem Personalkosten, Schiffskosten sowie Reparaturkosten zu berücksichtigen. Die Personalkosten sind abhängig vom Erfahrungsstand\r\nsowie der Spezialisierung der Mitarbeitenden.\r\nDie Schiffskosten hängen von den Anforderungen einer bestimmten Tätigkeit ab: Für bestimmte\r\nAufgaben wird ein Schiff nur für den Transit der Besatzung benötigt – in diesem Fall wird ein CrewTransfer-Vessel (CTV) eingesetzt – während andere Aufgaben eher spezielle Anforderungen stellen\r\n– z. B. schweres Heben mit einem Jack-up-Vessel (JUV) – was zu deutlich höheren Schiffstagessätzen führt. Darüber hinaus werden sog. Service Operation Vessel (SOV) als Service-Schiffe eingesetzt. Diese Schiffe gewährleisten einen sicheren Betrieb von Windkraftanlagen auf See und bieten\r\ndem Personal an Bord eine komfortable Unterkunft. Darüber hinaus können Kosten durch das Vorhalten sog. Notschlepper entstehen. Abhängig vom jeweiligen Betriebskonzept werden teilweise\r\nauch Helikopter für Service-Einheiten eingesetzt. Diese Helikoptereinsätze sind mit hohen Kosten\r\nverbunden.\r\nDie Reparaturkosten für OWEA wurden bereits im Endbericht des Fraunhofer IWES je nach Art des\r\nAusfalls eines Systems mit einmaligen Kosten berücksichtigt. Dabei wurden die durchschnittlichen\r\njährlichen Fehlerraten der einzelnen Systeme einer Windturbine auf die verschiedenen Ausfallarten aufgeteilt. Aus der Tabelle ergibt sich die Angabe der durchschnittlichen jährlichen Fehlerraten\r\nder Systeme. Der Wert 0,5 bedeutet, dass dieses System statistisch alle zwei Jahre ausfällt.\r\nIm Einzelnen:\r\n1. Major Replacement: (Großer Austausch) Erfasst O&M-Tätigkeiten (Betriebs- und Wartungskosten), die preislich in einer Kategorie größer 10.000 Euro lagen.\r\n2. Major Repair: (Große Reparatur) Erfasste O&M-Tätigkeiten, die preislich zwischen 1.000\r\nund 10.000 Euro kategorisiert werden konnten.\r\n3. Minor Repair: (Kleine Reparatur): Erfasste O&M-Tätigkeiten, die preislich unter 1.000\r\nEuro lagen.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 40\r\nKleinere Reparaturen an der Pitch-Steuerung und Hydraulik kommen beispielsweise beinahe jährlich vor. Größere Reparaturen am Generator sind wohl ungefähr alle drei Jahre zu erwarten.\r\n› Die Teilnehmenden der AG bestätigen grundsätzlich diesen Eindruck der jährlichen Fehlerraten.\r\nDarüber hinaus ist aber darauf hinzuweisen, dass die Datengrundlage des Fraunhofer IWES von\r\n2016 die heutig Kostensituation der OWEA aufgrund der zwischenzeitlichen Anlagenweiterentwicklung nicht mehr ausreichend abdeckt. Es kann nur vermutet werden, dass es sich hierbei\r\num die reinen Kosten für Ersatzteile handelt und weitere Aspekte, wie Produktionsausfälle, Arbeitskosten und Logistik nicht berücksichtigt worden sind. Die jeweiligen tatsächlichen Kosten\r\nkönnen nicht konkret beziffert werden, fallen aber nach Einschätzung der Mitglieder der AG\r\nNachnutzung um ein Vielfaches höher aus.\r\n1.3.1.2 Zuverlässigkeit der Anlagenkomponenten: Produktionsverluste\r\nDarüber hinaus sind Kosten für Turbinenausfälle zu berücksichtigen, die sich auf den Produktionsausfall als direkte Folge eines Fehlers an der OWEA konzentrieren. Die Höhe der Produktionsverluste hängt von einer Reihe von Faktoren ab, u. a. von der voraussichtlichen Stillstandszeit, der Kapazität, der am Standort installierten OWEA, den Einnahmen pro MWh und der zu der Zeit herrschenden Windgeschwindigkeit sowie der Verfügbarkeit von Ersatzteilen, Spezialdienstleistern und\r\nggf. Großlogistik (Jack-up-Barge / Kabellegern).\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 40\r\n1.3.1.3 Strompreis(-prognosen)\r\nEine weitere Herausforderung bei der Wirtschaftlichkeitsbetrachtung stellt sich bei der Frage, inwiefern der wirtschaftliche Weiterbetrieb von OWEA nach Auslaufen der EEG-Förderung sichergestellt werden kann. Dafür kann grundsätzlich eine Abschätzung der Vermarktungsbedingungen relevant sein. Für OWEA mit Inbetriebnahme-Zeitpunkt bis einschließlich 2020 gibt es eine zeitlich\r\nbeschränke feste Einspeisevergütung (über 20 Jahre). Für OWEA mit dem Inbetriebnahme-Zeitpunkt ab 2021 erfolgt die Förderung (falls beansprucht) durch die gleitende Marktprämie basierend auf dem Zuschlagswert in der jeweiligen Ausschreibung und den erzielten Marktwerten\r\n(Strombörsenpreis).\r\nAlternativ zur Vergütung durch ein festes Fördermodell oder der Direktvermarktung an der Strombörse, inkl. Erhalt der gleitenden Marktprämie, ist es auch möglich, den Strom am Strommarkt\r\nohne Inanspruchnahme von der Förderzahlung zu verkaufen (sog. sonstige Direktvermarktung).\r\nDer Endbericht des Fraunhofer IWES zeigt, dass die Wirtschaftlichkeit des Weiterbetriebs stark\r\nvom Strompreis abhänge, der nach einem Auslaufen der EEG-Vergütung erzielt werden kann. Vorabsimulationen mit historischen Strompreiszeitreihen haben gezeigt, dass in einem solchen Szenario keine Wirtschaftlichkeit nach Auslauf der EEG-Förderung gegeben ist. Nach Einschätzung des\r\nFraunhofer IWES machen nur Strompreisprognosen mit kontinuierlich steigenden Strompreisen\r\neinen Weiterbetreib von OWEA um bis zu zehn Jahre wirtschaftlich attraktiv.\r\n› Aufgrund dieser Annahme kann es nach Ansicht der AG „Nachnutzung Offshore“ betriebswirtschaftlich sinnvoll sein, eine OWEA im Schadensfall von Großkomponenten gegen Ende der\r\nLaufzeit nicht mehr zu reparieren, dahingegen den (restlichen) OWP aber mit reduzierter Anlagenzahl und Leistung weiterzubetreiben.\r\n1.3.2 Nachlaufeffekte von Windparks\r\nÄußerst relevant für die Frage eines wirtschaftlichen Betriebs von OWEA sind darüber hinaus sog.\r\nNachlaufeffekte von OWPs. Als Nachlauf wird der hinter der Rotorfläche befindliche Bereich mit\r\nWindverschattung („Wake-Effekte“) bezeichnet. Aufgrund des Impulsentzugs aus der Strömung\r\n(Reduktion der Windgeschwindigkeit hinter der OWEA) weist dieser Bereich eine reduzierte Windgeschwindigkeit und durch die Vermischung des Rotors einen erhöhten Grad an Turbulenzen auf.\r\nBei bestimmten Windrichtungen- und Geschwindigkeiten und dichten Abständen zwischen den\r\nAnlagen können die Nachlaufverluste bis zu 30 Prozent betragen – sowohl an Onshore- als auch an\r\nOffshore-Standorten. Ein optimiertes Layout für einen typischen OWP kann jedoch nach Einschätzung des Fraunhofer IWES dafür sorgen, dass die Nachlaufverluste insgesamt im Bereich von zehn\r\nProzent oder weniger des potenziellen Jahresenergieertrags liegen könnten. Diese Nachlaufeffekte\r\nsind daher einer der Hauptfaktoren, die Gutachter/innen und Wissenschaftler/innen in Betracht\r\nziehen, wenn sie den zukünftig zu erwartenden Ertrag eines geplanten OWPs berechnen. Durch die\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 40\r\nhöheren Umgebungsturbulenzen in der Anströmung und der damit einhergehende Durchmischung\r\nsind Onshore-Nachlaufverluste üblicherweise weniger stark ausgeprägt als im Offshore-Bereich.\r\nDas Windgeschwindigkeitsdefizit hinter dem Rotor kann hier schnell reduziert werden. Über dem\r\nMeer führt die ebenere Oberfläche zu einer konstanteren Windgeschwindigkeitsverteilung mit der\r\nHöhe und damit einer beträchtlich weniger turbulenten Windressource als an Onshore-Standorten. Hieraus folgt, dass Offshore-Nachlaufeffekte langlebiger sind und sich typischerweise über\r\ngrößere Entfernungen erstrecken können.\r\nJe nach Lage des Bestandswindparks stellen Nachlaufeffekte eine signifikante Einflussgröße des\r\nJahresertrags dar. Während im Jahr 2022 durch Nachlaufeffekte eine Reduktion des Jahresertrags\r\nin Höhe von ca. sieben bis 31,5 Prozent für unterschiedliche Bestandswindparks beobachtet werden konnte, ist im Jahr 2031 unter Berücksichtigung geplanter Zubau-Szenarien für wenige Bestandswindparks mit Nachlaufeffekten von bis zu 50 Prozent zu rechnen. Hierbei sind stark variierende Effekte zu beobachten. Während manche Bestandswindparks nur geringfügig vom Zubau\r\nbetroffen sind, werden andere Flächen mit einer Verdopplung der Nachlaufeffekte konfrontiert\r\nsein. Darüber hinaus ist zu berücksichtigen, dass die Zubausituation insbesondere durch angrenzende Nachbarländer, wie die Niederlande, erheblichen Einfluss auf die Nachlaufeffekte deutscher\r\nOWEA haben und der zu erwartende Jahresertrag abnehmen kann.\r\n1.4 Ökologie: Verbesserte CO2-Bilanz\r\nDie Möglichkeit des Weiterbetriebs einer OWEA kann sich positiv auf die CO2-Bilanz auswirken. 90\r\nProzent des CO2-Ausstoßes entstehen in der Regel während des Baus und der Errichtung einer\r\nOWEA, lediglich zehn Prozent entstehen während des Betriebs. Exemplarisch kann bei einem\r\nneuen OWP der aktuellen Generation bei einer Betriebsdauer von 25 Jahren von einer CO2-Bilanz\r\nvon ~11g CO2/kWh ausgegangen werden, bei 30 Jahren von ~9g CO2/kWh und bei 35 Jahren von\r\n~8g CO2/kWh.\r\n7\r\n› Nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ kann die CO2-Bilanz unter Umständen sogar\r\nnoch besser ausfallen, wenn der Recycling-Prozess am Ende der Laufzeit der OWEA bei der Kalkulation mitberücksichtigt wird.\r\n1.5 Offene Fragen (Flächen / Flächenverfügbarkeit / Potenziale)\r\nIn der deutschen Nord- und Ostsee sind aktuell 29 OWP in Betrieb. Die Inbetriebnahme erfolgte zu\r\nunterschiedlichen Zeitpunkten, beginnend mit Alpha Ventus im Jahr 2010. Vor diesem Hintergrund\r\n7 Die angegebenen Werte sind als Orientierung zu verstehen und abhängig von diversen Parametern wie bspw. exakter\r\nKonfiguration, Größe und Anzahl der Anlagen, Entfernung zur Küste und Wassertiefe.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 40\r\ngeht es unter Berücksichtigung der Überlegungen des BSH zum Thema Nachnutzung darum, welche Flächen nach dem Ende der Betriebszeit gegebenenfalls unter zeitlicher Angleichung verschiedener Betriebszeiten aufgrund der geografischen Lage grundsätzlich zu leistungsfähigen zwei Gigawatt Flächen zusammengelegt werden könnten. Erkenntnisgewinne kann es auch geben, wenn die\r\nbestehenden Cluster, die von Größe und Lage in etwa den künftigen zwei-GW-Flächen (Nettoeinspeiseleistung) und dem neu zu planenden Netzanschluss entsprechen, in unterschiedlichen Hypothesen und Szenarien zum Weiterbetrieb modelliert werden. Zusätzlich sollten auch volkswirtschaftliche Einflüsse, wie beispielsweise steigende Netzkosten aufgrund neuer Anschlüsse, CO2-\r\nLifecycle-Impact, Verschattungsaspekte sowie eine Entzerrung der Bautätigkeiten in der Nordsee\r\ninsgesamt für eine bessere Umweltverträglichkeit in die Modellierung einbezogen werden. Auch\r\ndas Risiko einer Nichterreichung der nationalen Ausbauziele beispielsweise aufgrund von Schwierigkeiten in den Lieferketten, Verfügbarkeit von neuen Netzanbindungssystemen oder bei unzureichenden logistischen Versorgungsmöglichkeiten (z. B. Schiffsverfügbarkeiten), sollte betrachtet\r\nwerden.\r\n› Der BDEW erwägt gemeinsam mit der Offshore Branche die Beauftragungen eines Gutachtens\r\nmit dem Ziel, praxisgerechte Vorschläge für die Frage des Weiterbetriebs von bestehenden\r\nWindenergieanlagen auf See sowie der dazugehörigen Netzanbindung zu machen. Dabei sollen\r\nVorteile und Nachteile des Weiterbetriebs von OWPs und ONAS im Vergleich zur direkten Nachnutzung anhand eines Beispielclusters wissenschaftlich untersucht werden, siehe oben.\r\n2 Weiterbetrieb Offshore-Netzanbindungssysteme\r\n2.1 Regulatorik\r\nNeben dem möglichen Weiterbetrieb von OWEA ist auch an den dafür erforderlichen Weiterbetrieb der ONAS zu denken. Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) enthält Entschädigungsregelungen bei Störungen oder Verzögerungen der Anbindung von OWEA sowie im Fall von betriebsbedingten Wartungsarbeiten an der Netzanbindung.\r\n2.1.1 Entschädigungszahlungen bei Störungen oder Verzögerung gem. § 17e EnWG\r\n§ 17e Abs. 1 EnWG dient der Sicherstellung einer ausreichenden wirtschaftlichen Planungssicherheit für Betreiber einer OWEA sowie der Unterstützung des Offshore-Windenergieausbaus. Aufgrund dessen hat der Gesetzgeber in § 17e Abs. 1 EnWG eine verschuldensunabhängige Entschädigung des OWP-Betreibers eingeführt. Diese greift dann, wenn die Netzanbindung für länger als\r\nzehn aufeinanderfolgende Tage oder an mehr als 18 Tagen im Kalenderjahr gestört (sog. zeitlicher\r\nSelbstbehalt) und deshalb die Einspeisung einer betriebsbereiten Windenergieanlage nicht möglich\r\nist. Der Betreiber einer OWEA kann folglich ab dem 11. bzw. 19. Tag der Störung vom\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 40\r\nanbindungsverpflichteten ÜNB eine Entschädigung verlangen. Dabei muss es sich um eine dauerhafte Störung über die gesamte Dauer handeln. Einzelne Störungen hingegen genügen nicht. Führt\r\nder ÜNB die Störung vorsätzlich herbei, steht dem Anlagenbetreiber nach Satz 4 bereits ab dem\r\nersten Tag der Störung der Entschädigungsanspruch zu.\r\nDie Störung beginnt mit dem Zeitpunkt, in dem der erzeugte Strom ganz oder teilweise nicht mehr\r\nüber die Anbindungsleitung zum Netzverknüpfungspunkt an Land abgeführt werden kann.8 Die\r\nStörung muss grundsätzlich ganztägig (also von 0 bis 24 Uhr) des jeweiligen Tages vorgelegen haben. Was unter Betriebsbereitschaft zu verstehen ist, wird nicht ausdrücklich durch das Gesetz geregelt. Der Leitfaden der BNetzA führt hierzu aus, dass der Entschädigungsanspruch nicht besteht,\r\nsofern die Einspeisung aus anderen als in § 17e EnWG genannten Gründen nicht möglich ist.\r\n9 Dies\r\nist sachgerecht, da der Entschädigungsanspruch in den Fällen nicht greifen solle, die im Verantwortungsbereich des Betreibers der OWEA liegen (z. B. bei einer Wartung oder bei Starkwind10). Die\r\nStörung beginnt allerdings nur dann, wenn die OWEA zu diesem Zeitpunkt auch zur Einspeisung\r\nbereit ist, weil der Entschädigungsanspruch nur für betriebsbereite OWEA greift. Wenn also die\r\nOWEA selbst gestört ist und gleichzeitig eine Störung an der Anbindungsleitung auftritt, beginnt\r\ndie Frist noch nicht zu laufen. Die Frist beginnt in diesem Fall erst dann zu laufen, wenn die OWEA\r\nwieder betriebsbereit ist. Dementsprechend endet die Störung, wenn eine Übertragung von Strom\r\nwieder möglich ist. Die Entschädigungshöhe beträgt 90 Prozent des nach § 19 EEG im Fall der Direktvermarktung bestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro Kilowattstunde, da in\r\ndiesen Fällen keine Direktvermarktung erfolgt.\r\n2.1.2 Entschädigungen im Fall von Wartungsarbeiten § 17e Abs. 3 EnWG\r\nDarüber hinaus regelt § 17e Abs. 3 EnWG die Entschädigung im Fall von Wartungsarbeiten an der\r\nNetzanbindung. Nach § 17e Abs. 3 Satz 1 EnWG besteht der Entschädigungsanspruch des Betreibers einer Windenergieanlage auf See, wenn eine betriebsbereite Windenergieanlage an mehr als\r\nzehn Tagen im Kalenderjahr wegen betriebsbedingten Wartungsarbeiten an der Netzanbindung\r\nnicht einspeisen kann. Die Entschädigungshöhe richtet sich nach § 17e Absatz 1 Satz 1 EnWG, sodass auf die obigen Ausführungen verwiesen wird. Bei der Berechnung der Frist ist aber § 17e Absatz 1 Satz 2 EnWG zu berücksichtigen. Demnach wird bei der Berechnung der Ausfallzeiten nicht\r\nmehr oben auf volle Tage, sondern auf volle Stunden abgestellt, die addiert werden können. Dies\r\n8 Vgl. BNetzA, Leitfaden zur Ermittlung einer umlagefähigen Entschädigung bei Störung, Verzögerung der Wartung der\r\nNetzanbindung von Offshore-Anlagen, Oktober 2013, 5.\r\n9 Vgl. BNetzA, Leitfaden zur Ermittlung einer um-lagefähigen Entschädigung bei Störung, Verzögerung der Wartung der\r\nNetzanbindung von Offshore-Anlagen, Oktober 2013, 4.\r\n10 Vgl. Entwurf eines dritten Gesetzes zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften - Drs. 17/10754, 26.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 40\r\nist eine Abweichung der Regelungen in § 17e Absatz 1 und Absatz 2 EnWG und stellt den Anlagenbetreiber insoweit besser, da der zeitliche Selbstbehalt schneller überschritten werden kann, als\r\nwenn für die Wartung nur volle Ausfalltage gezählt werden. Hinsichtlich des Beginns und des Endes der Wartung ist auf den Leitfaden der BNetzA abzustellen. Demnach beginnt die Wartung,\r\nwenn der technische Verknüpfungspunkt zu Zwecken der Wartung der Netzanbindung ganz oder\r\nteilweise ausgeschaltet wird. Die Wartung ist beendet, wenn die technische Betriebsbereitschaft\r\nder Netzanbindung wiederhergestellt worden ist. Hierbei kommt es wie bei § 17e Absatz 1 EnWG\r\nauf die Möglichkeit zur Einspeisung an, die in der Regel vorliegt, wenn die Netzanbindung wieder\r\neingeschaltet ist.\r\nDie dargestellte Regulatorik gilt nur für Anlagen, die im Rahmen der Ausschreibung nach dem\r\nWindseeG bezuschlagt worden sind. Die Darstellung ist deshalb wichtig, da mit der Frage eines\r\nmöglichen Weiterbetriebs von OWEA auch die dazugehörigen Netzanbindungskomponenten über\r\ndie ursprüngliche Entwurfslebensdauer hinaus beansprucht werden. Aufgrund des sog. „Badewanneneffekts“ ist bei technischen Komponenten jeweils am Anfang (frühe Ausfälle, sog. Kinderkrankheiten) und am Ende (Alterserscheinungen) der Entwurfslebensdauer mit einer erhöhten Störungsrate zu rechnen (siehe nachfolgende Darstellung).\r\nAusfallverteilung am Beispiel des Badewanneneffekts11\r\nDie Badewannenkurve beschreibt beispielsweise die Zuverlässigkeit von technischen Komponenten im Zeitverlauf und ist in drei verschiedene Phasen unterteilt.\r\n• Der erste Teil ist gekennzeichnet durch eine abnehmende Störungsrate, bekannt als frühe\r\nAusfälle. In dieser Phase kann es zu Ausfällen aufgrund von grundlegenden Problemen bei\r\n11 Siehe: Ausfallverteilung am Beispiel des Badewanneneffekts.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 40\r\nder Konstruktion, mangelnder Qualitätskontrolle, Fehlern bei der Installation, Herstellungsfehlern und ungeeigneten Komponenten kommen.\r\n• Im zweiten Teil ist eine konstante Störungsrate charakteristisch, bekannt als Zufallsausfälle.\r\nWährend der gesamten Nutzungsdauer ist die Ausfallrate niedrig und konstant. Die Ausfälle\r\nsind zufällig und können auf menschliches Versagen, Überbeanspruchung oder Überlastung\r\nund zufällige Pannen zurückzuführen sein.\r\n• Der dritte Teil beinhaltet eine zunehmende Störungsrate, bekannt als Alterserscheinungen.\r\nIn diesem Stadium kann es zu Ausfällen aufgrund von Verschleiß, schlechter oder mangelnder Wartung kommen. Die Reparaturen werden teurer und die Sicherheitsrisiken steigen.\r\n› Die Mitglieder der Arbeitsgruppe sind der Ansicht, dass den beschriebenen Alterserscheinungen\r\nbei einem möglichen Weiterbetrieb von OWEA und ONAS sowie den dadurch steigenden Störanfälligkeiten der Anlagen durch geänderte oder angepasste Instandhaltungsstrategien begegnet werden könnte. Entscheidend ist jedoch, eine möglichst frühzeitige Festlegung der Weiterbetriebsdauer.\r\n› Durch den Weiterbetrieb von OWEA und ONAS über 25 Jahre hinaus erhöht sich zweifellos die\r\nWahrscheinlichkeit von Ausfällen der Netzanbindungssysteme. Damit kann die Verfügbarkeit\r\nzur Energieübertragung abnehmen. Die ÜNB sehen hier die Notwendigkeit, die regulatorischen\r\nRahmenbedingungen für einen etwaigen Weiterbetrieb anzupassen, um die ÜNB nicht unverhältnismäßig zu belasten. Nach Einschätzung des BDEW kann dies beispielsweise durch eine Erhöhung der Nichtverfügbarkeitstage erreicht werden, unter Verweis auf den zunehmenden Alterungsprozess und dessen zeitabhängige Entwicklung (Badewannenkurve). Vorzugswürdig erscheint aber die Einführung eines Novellierungskontos, das auch einen Ausgleich zwischen den\r\nJahren ermöglichen könnte.\r\n› Ferner regt der BDEW an, dass der Gesetzgeber eine Regelung schaffen sollte, um im Fall eines\r\nWeiterbetriebs das Kostenrisiko des ÜNB als auch des OWP-Betreibers (Kompensationszahlungen, etc.) auszugleichen, sofern nach dem Ausfall bestimmter kritischer Systemkomponenten,\r\nwie z. B. Kabeln, eine Betriebswiederaufnahme des ONAS volkswirtschaftlich nicht mehr als\r\nsinnvoll eingestuft wird.\r\n› Darüber hinaus regt der BDEW an, bei einer Störung der Netzanbindung gem. § 17e Abs. 1\r\nEnWG im Falle des Weiterbetriebs den nicht erstattungsfähigen Eigenanteil der ÜNB bei einer\r\nfahrlässigen Verursachung der oben genannten Störung i. S. d. § 17f Abs. 2 Nr. 2 EnWG zu streichen.\r\n› Wenn OWP nach 20 Jahren aus der EEG-Vergütung fallen und entsprechend keinen Anspruch\r\nmehr auf eine Marktprämie haben, werden diese Parks keine Entschädigungszahlungen bei Störungen gem. § 17e EnWG erhalten. Andererseits sind die OWP-Betreiber sogar zur Zahlung der\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 40\r\n0,4 ct/kWh (siehe 2.1) verpflichtet. Der Weiterbetrieb eines OWP ist unter Umständen mit größeren Investitionen verbunden. Vor dem Hintergrund der erwartbaren positiven Effekte eines\r\nWeiterbetriebs sollten auch im Bereich des Entschädigungsregimes Anreize für einen Weiterbetrieb geschaffen werden. So könnte beispielsweise die Marktprämie bis zum Ende der Lebensdauer als Entschädigungsgrundlage fortgeschrieben werden.\r\n2.1.2.1 Schaffung eines rechtlichen Rahmens mit Anreizen für einen Weiterbetrieb\r\nIm Rahmen der Diskussion ergab sich, dass aus Sicht der ÜNB für die Instandhaltung der Netzanbindungskomponenten und für den Weiterbetrieb über die ursprüngliche Genehmigungsdauer\r\nhinaus ähnliche finanzielle Anreize geschaffen werden sollten wie für eine etwaige Neuinvestition.\r\nUnter der aktuellen Regulierung ist der Weiterbetrieb der ONAS für die ÜNB finanziell deutlich\r\nnachteilig gegenüber Neuinvestitionen. Falls eine verlängerte Nutzungsdauer der Netzanbindung\r\nals gesamtwirtschaftlich sinnvoll bewertet wird, dann sollte sich dies in regulatorischen Anreizen\r\nfür die ÜNB für einen Weiterbetrieb widerspiegeln. Wie eine solche veränderte Anreizregulierung\r\naussehen könnte, ist von der AG nicht betrachtet worden.\r\n2.1.2.2 Rechts- und Planungssicherheit für Windenergieanlagen und Netze\r\nFür die Planungen der ÜNB ist es entscheidend, rechtzeitig über einen Weiterbetrieb eines OWP\r\ninformiert zu werden. Planung und Errichtung einer neuen Netzanbindung nehmen nach aktueller\r\nEinschätzung der Branche einen Zeitraum von mindestens zehn Jahren in Anspruch. Ob also ein\r\nmomentan in Betrieb befindlicher ONAS und die angeschlossenen OWP durch Neuinvestitionen\r\nersetzt werden oder weiter betrieben werden, muss mindestens zehn Jahre vor dem geplanten Inbetriebnahmedatum der Neuinvestitionen entschieden sein. Eine zu späte Entscheidung gegen einen Weiterbetrieb ließe nicht ausreichend Zeit, die Neuinvestitionen für die nachfolgende Nutzung\r\nder betreffenden Flächen zu realisieren.\r\nONAS der ÜNB werden entweder über die Hochspannungs-Drehstrom-Übertragung (HDÜ) oder für\r\ngrößere Übertragungsstrecken durch die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) realisiert.\r\nFür die Übertragung erzeugter Energie ist in jedem Fall mindestens eine Plattform und mindestens\r\nein Kabelsystem bestehend aus zwei-drei (DC) oder drei (AV) Kabeln sowie abhängig von der jeweiligen Übertragungsform weitere elektrotechnische Komponenten auf den Plattformen und an Land\r\nerforderlich. Besonderheiten ergeben sich in der Ostsee. Die ÜNB-Assets bei Baltic 1 und Baltic 2\r\nbefinden sich auf den Plattformen des OWP-Betreibers EnBW und bei den Projekten Ostwind 1\r\nund Ostwind 2 gibt es vier Plattformen, die jeweils mit dem OWP-Betreiber geteilt werden.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 40\r\nSchematische Darstellung eines Direktanschluss-HVDC-ONAS: BorWin 6 von Tennet12\r\nSchematische Darstellung eines HVDC-ONAS mit OWP-Substation: DolWin1 von Tennet 13\r\nAbhängig von der jeweils betroffenen Kernkomponente kann es zu unterschiedlichen Alterungsprozessen kommen. Vor allen Dingen bei Transformatoren und Umrichtern/Gleichrichtern kommt\r\nes durch thermische Längenkontraktionen zu einer Alterung der Halbleiterelemente. Einige Halbleiterelemente sind im Rahmen von Wartungskampagnen austauschbar. Unbedingt zu beachten\r\nist, dass bei im sogenannten Mutter-Tochter-Konzept betriebenen Plattformen wesentliche Anlagenteile wie z.B. das Helikopterlandedeck nur auf der Mutterplattform vorhanden sind. Die sich\r\n12 Siehe: https://www.tennet.eu/de/projekte/borwin6.\r\n13 Siehe: https://www.tennet.eu/de/projekte/dolwin1.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 40\r\nergebenden Abhängigkeiten müssen beim Rückbau bzw. der Nachnutzung einer der beiden Plattformen im Mutter-Tochter-Konzept berücksichtigt werden.\r\nBei der Betrachtung der Betriebszeiten der Kabel ist grundsätzlich zwischen betrieblichen und Umwelteinflüssen zu differenzieren. Zu den betrieblichen Einflüssen zählen mechanische Belastungen\r\ndes Kabels durch Kontraktion sowie Belastungen der Muffen-Verbindungen und Endverschlüsse\r\ndurch Spannungsspitzen. Schäden durch Dritte (Fischerei, Anker, Schiffskontakt) sowie Herstellungsfehler bzw. Designfehler und fehlerhafte Verlegung sind nach Ansicht der AG „Nachnutzung\r\nOffshore“ nicht besonders praxisrelevant.\r\n› Für die Betrachtung der Betriebszeiten der Kabelstrecken kann grundsätzlich anhand des Kabeltyps in Zusammenarbeit mit den Kabel-Herstellern die Design-Lebensdauer festgestellt werden.\r\nFür die Einschätzung der tatsächlich möglichen Lebensdauer sind darüber hinaus weitergehende Daten wie die Verlegeart sowie die bisherige thermische bzw. elektrische Belastung relevant.\r\n› Eine konkrete Einschätzung der Lebensdauer der verbauten Offshore-Kabel, kann aus Sicht der\r\nNetzbetreiber derzeit (noch) nicht verlässlich abgegeben werden. Unter Umständen können individuelle Betrachtungen erforderlich werden. In der Praxis zeigt ein Beispiel aus Großbritannien bei einer Kabelverlegung auf dem Seeboden, dass eine Verlängerung der Betriebszeiten\r\nvon bis zu zehn Jahren möglich ist.\r\n14 Da die Verlegung der Offshore-Kabel in der deutschen\r\nNord- und Ostsee durch Einspülen ins Sediment unterirdisch erfolgt, kann aufgrund geringerer\r\näußerer Belastungen möglicherweise erst recht eine Verlängerung der Betriebszeiten von Offshore-Kabeln möglich sein.15\r\nZusammenfassend zeigt sich aus Sicht des BDEW, dass grundsätzlich bei vielen Komponenten das\r\ntechnische Potenzial zur Weiternutzung besteht. Daraus ergibt sich grundsätzlich die Möglichkeit,\r\ndas Übertragungssystem als Ganzes für eine verfügbare Restlebensdauer weiterzuverwenden.\r\n› Nach Ansicht des BDEW sollte für alle wesentlichen Komponenten innerhalb des Übertragungssystems eine (individuelle) Betrachtung der Restlebensdauer erfolgen, um sicherzustellen, dass\r\nfür die jeweiligen Komponenten auch planbar ausreichend Lebensdauer zur Verfügung stehen.\r\n› Daneben ergeben sich Herausforderungen hinsichtlich der Betriebslebensdauer weiterer Komponenten, wie z.B. Plattformen, Halbleitern/Transistoren, und deren Struktur. Hinsichtlich der\r\nBerechnung der Lebensdauer verschiedener Komponenten gibt es keinen einheitlichen\r\n14 Vgl. Dinmohammadi et al. 2019, Predicting Damage and Life Expectancy of Subsea Power Cables in Offshore Renewable Energy Applications, 2019\r\n15 Vgl. Dörenkämper et al. 2023, Endbericht: Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen zur Planung von Windenergieanlagen auf See und Netzanbindungssystemen, S. 253f.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 40\r\nStandard. Hierfür stellen die Übertragungsnetzbetreiber in Aussicht, mit den Herstellern in den\r\nAustausch zu treten, um weitere Informationen insbesondere zur Verlängerung der jeweiligen\r\nDesign-Lebensdauer der Komponenten zu erhalten.\r\nIm Endbericht des Fraunhofer IWES16 wurden an der Schnittstelle zwischen OWPs und ONAS vier\r\nnachfolgende Szenarien vorgestellt, die die Arbeitsgruppenmitglieder diskutiert, bewertet und\r\nschließlich als unpraktikabel verworfen haben:\r\n2.1.3 Betrieb eines alten Übertragungssystems an einem neuen Windpark\r\nBei diesem Szenario wird ein altes Übertragungssystem an einem neuen OWP weiterbetrieben.\r\nDies habe den Vorteil, dass die Kabelstrecke weitergenutzt werden und sich dadurch Kostenvorteile ergeben könnten. Nachteilig zu bewerten sei aber, dass die Spannungsebene und Leistungskapazität des vorausgegangenen OWPs beibehalten werden müsse, da diese ohne Anpassung des\r\nNetzanbindungssystems nicht erhöht werden könne.\r\n› Die AG „Nachnutzung Offshore“ hält dieses Szenario praktisch nicht für relevant, da insbesondere eine Anpassung der Spannungsebene nicht ohne erheblichen baulichen Aufwand möglich\r\nist. Mithin kommt es bei diesem Szenario zu einer Vermischung von Komponenten unterschiedlichen Alters und wahrscheinlich deutlich unterschiedlicher Restlebensdauer von OWP und\r\nNetzanbindung. Das macht die Bewertung der Komponenten als auch das Monitoring der verschiedenen Alterungsprozesse unübersichtlich. Die Ausfallwahrscheinlichkeit älterer Komponenten der ONAS wird wahrscheinlich erhöht sein, wodurch sich die Verfügbarkeit für die Einspeisung durch den OWP im Zweifel reduzieren wird.\r\n2.1.4 Übergangslösung beim Errichten eines neuen Windparks\r\nBei diesem Szenario könne das Anbindungssystem übergangsweise bis zur Fertigstellung des\r\nneuen Anbindungssystems weiterbetrieben werden, wobei ggf. eine Anpassung der Spannungsebene erforderlich sei. Sofern der neue angeschlossene OWP eine höhere Leistungsklasse hat,\r\nmüsse dieser zunächst mit einer geringeren Leistung betrieben werden. Einsparpotential ergebe\r\nsich aus der Möglichkeit, den OWP vor Fertigstellung des Übertragungssystems in Betrieb zu nehmen, wodurch einerseits mit der frühzeitigen Inbetriebnahme als auch mit flexiblerer Ressourcenplanung Einsparungen erzielt werden könnten.\r\n16 Dörenkämper et al. 2023, Endbericht: Weiterentwicklung der Rahmenbedingungen zur Planung von Windenergieanlagen auf See und Netzanbindungssystemen, S 254 ff.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 40\r\n› Die AG „Nachnutzung“ hält dieses Szenario für nicht relevant. Insbesondere ergeben sich Herausforderungen bezüglich der Spannungsebene, Kabelentfernung und- einzug sowie dem Probebetrieb.\r\n2.1.5 Vermaschung mit anderen Anbindungssystemen\r\nBei diesem Szenario könne bei ausreichender Restlebensdauer ein vorhandenes Anbindungssystem mit anderen Anbindungssystemen vermascht werden. Einsparungen seien davon abhängig,\r\nwie das Übertragungssystem an die vermaschten Systeme angepasst werden müsste. Es sei davon\r\nauszugehen, dass neue Übertragungssysteme mit einer höheren Spannung betrieben werden - daher müssten die Transformatoren getauscht werden, um die Spannungsebene auf die im Anbindungssystem verwendete Spannung anzupassen.\r\n› Die Arbeitsgruppenmitglieder halten dieses Szenario ebenfalls für nicht praktikabel. Insbesondere die technische Umsetzung ist aufwändig und deshalb wenig sinnvoll. Darüber hinaus ist bereits zukünftig eine nationale/internationale Vermaschung geplant.\r\n2.1.6 Redundantes Fallbacksystem\r\nEine weitere Nutzungsmöglichkeit sei die Verwendung des vorhandenen Anbindungssystems als\r\nredundantes Fallbacksystem. Dabei werde das bestehende Anbindungssystem Stand-by gehalten.\r\nBei einem teilweisem oder komplettem Ausfall des neuen Hauptanbindungssystems erlaube dies\r\nden Weiterbetrieb des neuen angeschlossenen OWPs, ggf. mit reduzierter Leistung.\r\n› Die AG „Nachnutzung Offshore“ hält dieses Szenario für nicht relevant. Insbesondere ist zu bedenken, dass für die Aufrechterhaltung des Modus „Stand-by“ für ein Anbindungssystem mit\r\nweiteren Kosten zu rechnen ist, die in keinem sinnvollen Verhältnis zur Ausfallwahrscheinlichkeit und einer potenziellen Nutzungsmöglichkeit im Fall des Weiterbetriebs stehen. Mithin kann\r\nein Weiterbetrieb eines Parks in einem solchen Fall voraussichtlich nur mit reduzierter Leistung\r\nerfolgen, da potenziell neue Windparkflächen 2-GW-Leistung haben werden.\r\n3 Repowering von Offshore-Windparks\r\nDie AG „Nachnutzung Offshore“ versteht unter dem Begriff ‚Repowering‘ nach aktuellem Stand der\r\nRechtslage den vollständigen/teilweisen Austausch von Anlagen oder Betriebssystemen und Geräten einer bestehenden WEA auf See zur Steigerung der Effizienz oder der Kapazität der Anlage.17\r\nDabei ist die Errichtung weiterer Gründungsstrukturen ausgeschlossen. Darüber hinaus verstehen\r\n17 Vgl. auch die Legaldefinition in § 89 WindSeeG.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 40\r\ndie AG-Mitglieder das Thema „Repowering“ anlagenbezogen, das Thema „Nachnutzung“ hingegen\r\nflächenbezogen.\r\n3.1 Regulatorik\r\n3.1.1 Beibehaltung oder Erhöhung der Windparkleistung durch Repowering\r\nIm Rahmen der Diskussionen zu den Potentialen des Repowerings kann über eine Beibehaltung\r\noder eine Erhöhung der OWP-Leistung nachgedacht werden. Dabei stellt sich die Frage, inwiefern\r\nbestehende und bereits verbaute Netzanbindungsinfrastruktur überhaupt zusätzliche Kapazitäten\r\nbereitstellen können, um mehr elektrischen Strom durch (bestehende) Netzleitungen zu transportieren.\r\n› Aus Sicht der ÜNB wird bei neuen OWPs das sog. „overplanting“ des ONAS, verbunden mit einer\r\nErhöhung der OWP-Nennleistung von bis zu zehn Prozent, bereits praktiziert. Sollten bei älteren\r\nOWPs über ein Repowering unter Erhöhung der OWP-Leistung nachgedacht werden, müssten\r\ndie ÜNB zunächst einzelfallbezogene Prüfungen vornehmen, um festzustellen, ob das ONAS für\r\nein „overplanting“ geeignet ist. Darüber hinaus kann auch eine Anhebung der Volllaststunden\r\ndurch OWEA mit geringerer spezifischer Leistung, d.h. mit größeren Rotoren bei gleicher Nennleistung, erreicht werden. Dabei bliebt die maximal zulässige Leistung der Netzanbindung unverändert, diese könnte aber durch höhere Volllaststunden effektiver ausgelastet werden.\r\nUnter „overplanting“ ist eine sog. Kapazitätsoptimierung zwischen der installierten Erzeugungskapazität und der Übertragungskapazität der Netzanbindung zu verstehen. Die konkrete Höhe des\r\nmöglichen „overplantings“ ergibt sich aus der installierten Leistung des OWP sowie externer und\r\ninterner Nachlaufeffekte und ist im konkreten Einzelfall individuell zu betrachten.\r\n3.1.2 2 K-Kriterium\r\nEine Erhöhung der OWP-Leistung durch ein Repowering kann zu einer höheren Auslastung des\r\nONAS im Jahresverlauf führen, wodurch insbesondere die Seekabel möglicherweise über das derzeit regulatorisch zulässige Maß hinaus erwärmt werden könnten. Die Auslegung von Kabeln (u. a.\r\nLeitermaterial und -querschnitt) sowie die Verlegetiefe wird in Deutschland insbesondere durch\r\ndas sog. 2 K-Kriterium (§ 17d Abs. 1b EnWG) beeinflusst.\r\nGemäß § 17d Abs. 1b EnWG soll der Betrieb von Offshore-Anbindungsleitungen in der Regel nicht\r\ndazu führen, dass sich in der AWZ oder im Küstenmeer der Nord- und Ostsee das Sediment im Abstand von 20 bzw. 30 Zentimetern zur Meeresbodenoberfläche um mehr als zwei Kelvin erwärmt.\r\nEine stärkere Erwärmung ist nur dann zulässig, wenn sie nicht mehr als zehn Tage pro Jahr andauert oder weniger als ein Kilometer Länge der Offshore-Anbindungsleitung betrifft.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 40\r\nDer Flächenentwicklungsplan (FEP) 2023 sieht im Rahmen der Erstentwicklung neu zu errichtender\r\nOWPs bereits ein sog. „overplanting“ mit einer Erhöhung der OWP-Leistung von maximal zehn Prozent vor: „Sofern der Umfang der Erhöhung der installierten Leistung einen Anteil von zehn Prozent der zugewiesenen Netzanbindungskapazität nicht überschreitet, ist durch den bezuschlagten\r\nBieter kein zusätzlicher Nachweis zur Einhaltung des 2 K-Kriteriums (Planungsgrundsatz 6.4.8) für\r\nden Bereich der Anbindungsleitung des ÜNB erforderlich“.18 Außerdem ist dort auch ein nachträgliches Erhöhen der Leistung geregelt: „Sofern die Erhöhung der Leistung nachträglich ausschließlich\r\nüber eine Leistungserhöhung der WEA bei gleicher Anlagenanzahl erfolgt und für jede WEA einen\r\nUmfang von zehn Prozent der ursprünglich zugelassenen Nennleistung der WEA nicht überschreitet, so ist für die parkinterne Verkabelung kein zusätzlicher Nachweis zur Einhaltung des 2 K-Kriteriums (Planungsgrundsatz 6.4.8) erforderlich“.19 In der Begründung für diesen Planungsgrundsatz\r\nheißt es dazu einschränkend: „Eine überschießende Einspeisung über die zugewiesene Netzanbindungskapazität hinaus ist jedoch zu keinem Zeitpunkt zulässig. (…) Die Erhöhung der installierten\r\nLeistung über die zugewiesene Netzanbindungskapazität hinaus dient dem Ausgleich von elektrischen Verlusten und der Nichtverfügbarkeit einzelner WEA.“\r\n20\r\nIn der Vergangenheit gab es beim BSH eine sog. 2 K-Arbeitsgruppe, die mittlerweile nicht mehr aktiv ist.21 Beim 2 K-Kriterium handelt es sich um einen umweltfachlichen Vorsorgewert, der praktisch dazu führt, dass insbesondere die Netzanbindungen massiver ausgelegt und/oder die Kabel\r\ntiefer verlegt werden müssen als ohne dieses Kriterium technisch notwendig.\r\n› Bei Offshore-Anwendungen in der deutschen Nord- und Ostsee ist stets das 2 K-Kriterium einzuhalten. Diese Anforderung wird für jede Offshore-Netzanbindung separat überprüft. Derzeit\r\nsind die Netzanbindungssysteme für OWP so ausgelegt, dass die jeweilige Nennleistung abgedeckt ist. Diese Nennleistungen wird über das Jahresmittel hingegen nur zu Spitzenzeiten erreicht. Bei DC-Anbindungen ist auch der Konverter auf die Nennleistung ausgelegt. Dieser kann\r\nnicht ohne Weiteres eine höhere Leistung übertragen, sodass die Optimierungspotenziale in einem solchen Fall überschaubar sind.\r\n› Der BDEW regt an, das 2 K-Kriterium wissenschaftlich zu überprüfen. Der Vergleich zu den\r\nNachbarländern Niederlande und Dänemark zeigt, dass dort ähnliche Regelungen nicht existieren.\r\n18 Vgl. Flächenentwicklungsplan 2023 für die deutsche Nordsee und Ostsee 6.2.2., S. 25 ff.\r\n19 Vgl. Flächenentwicklungsplan 2023 für die deutsche Nordsee und Ostsee 6.4.8., S. 84 ff.\r\n20 Vgl. Flächenentwicklungsplan 2023 für die deutsche Nordsee und Ostsee 6.2.2., S. 78 f.\r\n21 Vgl. Nachweisführung zum 2-K-Kriterium im Küstenmeer, Auszug aus dem Ergebnisprotokoll der Arbeitsgruppe 2-KKriterium beim BSH am 2. März 2020, Punkt 6, S.5.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 40\r\n› Die AG „Nachnutzung Offshore“ stellt fest, dass eine etwaige Anpassung des 2 K-Kriteriums\r\ngleich mehrere Vorteile hätte. Neben einer effizienteren Nutzung der Seekabel etwa durch längere Volllastzeiten, könnten ggf. wichtige Ressourcen eingespart werden sowie der Flächenbedarf und die Konkurrenz verschiedener Leitungen untereinander minimiert werden. Um den\r\nUmfang dieses Potentials konkret abschätzen zu können, bedarf es jedoch weiterer Untersuchungen.\r\n› Nach Einschätzung des BDEW haben Überlegungen im Rahmen der Installation der sechs ACKabel von Ostwind 1 und Ostwind 2 in der Ostsee ergeben, dass ohne Berücksichtigung des 2-KKriteriums mindestens ein Kabel mit einer Länge von ca. 90 Kilometern hätte eingespart werden\r\nkönnen.\r\n3.2 Technik\r\nDas Fraunhofer IWES hat in seinem Endbericht das Repowering auch aus Sicht der Elektrotechnik\r\nbehandelt. Um das ambitionierte Ausbauziel von 30 GW installierter Leistung bis 2030 zu erreichen, könne die Weiternutzung vorhandener Infrastruktur hilfreich sein. Dadurch könnten insbesondere Produktionsengpässe bei Netzkomponenten als auch bei Kabelkorridoren überbrückt werden. Ein Repowering um den Leistungsfaktor 1,4 bis 1,6 sei auf der Windparkseite technisch möglich. Dabei sei die Leistungsabgabe zwangsläufig durch die elektrische Parkverkabelung und die\r\nNetzbetriebsmittel limitiert.\r\n3.2.1 Vollständiges Repowering OWP\r\nUnter dem Begriff „vollständiges Repowering“ wird der komplette Rückbau einer bestehenden\r\nWEA (inklusive der Tragstruktur) verstanden, um die Errichtung einer neuen WEA zu ermöglichen.\r\nEin denkbares Szenario für ein solch vollständiges Repowering kann nach endgültiger Genehmigungsdauer (ursprüngliche Genehmigungsdauer plus Verlängerungszeit, d.h. max. insgesamt 35\r\nJahre) sein. Da dann aber voraussichtlich Gründungsstrukturen erneuert werden müssten und dies\r\nnach bestehender Regulatorik nicht möglich ist, ist bei einem „idealen“ Repowering-Szenario eine\r\nneue Ausschreibung erforderlich (Nachnutzung).\r\n› Beim vollständigen Repowering ergeben sich aus Sicht des BDEW eine Reihe von Herausforderungen. Eine signifikante Erhöhung (z. B. ab einer Verdoppelung) der Turbinenleistung ist ohne\r\ndie Einbringung neuer Gründungselemente (z. B. neue Gründung) kaum realisierbar. Zwar gibt\r\nes in der Wissenschaft Forschungs-Konzepte zur Gründungsverstärkung. Nach Einschätzung der\r\nArbeitsgruppenmitglieder ist eine Gründungsverstärkung derzeit jedenfalls nicht praktikabel\r\numsetzbar. Nicht auszuschließen ist aber die technologische (Weiter-)Entwicklung, die eine\r\nGründungsverstärkung in Zukunft zwar technisch umsetzbar machen könnte, aller Voraussicht\r\nnach wohl aber nicht wirtschaftlich umsetzbar sein wird.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 40\r\n› Ein vollständiges Repowering (Neuerrichtung einer WEA mitsamt Gründungsstruktur) innerhalb\r\nder Genehmigungsdauer ist nach Einschätzung der Mitglieder der AG aufgrund des hohen Kostenaufwands und der beschränkt, verbleibenden (Rest-)Nutzungszeit der Fläche keine wirtschaftlich umsetzbare Alternative.\r\nSollte sich durch ein Repowering die Leistung des OWPs erhöhen, müssten die Innerparkverkabelungen des OWPs erneuert werden. Werden beispielsweise OWPs mit OWEAs der 4/6 MW-Klasse\r\nmit 15 MW-OWEAs gepowert, wird sich i.d.R. das Spannungsniveau von 30 Kilovolt (kV) auf 66 kV\r\nerhöhen. Dies erfordert eine entsprechende Anpassung der Parkverkabelung. Auf Seiten der Netze\r\nmüsste das gesamte Netzanbindungssystem im Hinblick auf die Übertragung einer höheren Leistung untersucht werden. Dabei könnte aus Sicht der Netzbetreiber unter Umständen unter Beibehaltung der Nennleistung der Netzanbindung über veränderbare Betriebsstrategien, wie Spitzenkappungen oder Zwischenspeicherung, nachgedacht werden. Dennoch ist nach derzeitiger Rechtslage eine Erhöhung der über einen gewissen Zeitraum übertragenen Leistung aufgrund des 2 K-Kriteriums nur eingeschränkt möglich.\r\nDer Einsatz von Batteriespeichern ist grundsätzlich möglich. Hinsichtlich der Praktikabilität gehen\r\ndie OWP-Betreiber davon aus, dass die Investitionsausgaben (CAPEX) aufgrund voraussichtlich geringer Lade- und Entladezyklen in keinem sinnvollen Verhältnis zueinanderstehen. Die Alternative\r\nzum Repowering mit einhergehender Erhöhung der OWP-Leistung kann die Reduktion der Anlagenzahl bei gleichzeitiger Beibehaltung der OWP-Leistung sein. Dadurch könnte die Flächennutzung der OWPs optimiert werden. Gleichzeitig könnten unter Umständen existierende Konverterplattformen, HGÜ sowie Hochspannungs-Drehstrom-Übertragungen (HDÜ) bei vorhandener Restlebensdauer weitergenutzt werden.\r\n› Nach Ansicht der AG „Nachnutzung Offshore“ ist ein vollständiges Repowering derzeit wenig\r\npraktikabel, da die Offshore-Flächen nur zeitlich begrenzt vergeben werden und der Anpassungsaufwand für ein vollständiges Repowering unter Umständen vergleichbar ist mit einem\r\nNeubau. Für ein solch vollständiges Repowering ist eine deutlich längere Nutzungsdauer erforderlich als die derzeitig festgelegten Verlängerungen. Zusätzliche 20-25 Jahre erscheinen in einem solchen Fall sinnvoll.\r\n3.2.2 Partielles Repowering OWP\r\nUnter dem Begriff „partielles Repowering“ verstehen die Mitglieder der AG Nachnutzung den Austausch einer OWEA mit der Verpflichtung der Wiederverwendung der bestehenden Trag- und\r\nGründungsstruktur innerhalb einer bestehenden Genehmigung. Darunter fällt nicht der Tausch\r\neinzelner Großkomponenten.\r\nIm Rahmen des partiellen Repowerings ergeben sich ebenfalls diverse Herausforderungen. Zum\r\neinen ist die Lebensdauer der verbauten Komponenten innerhalb der OWEA beschränkt. Darüber\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 40\r\nhinaus sind Fragen zur Materialverfügbarkeit sowie zur technischen Umsetzung von erheblicher\r\nWichtigkeit. Schließlich ist die Frage entscheidend, inwiefern vor dem Hintergrund der restlichen\r\nGenehmigungsdauer nach dem Repowering der Fall des partiellen Repowerings wirtschaftlich abbildbar ist. Die Wiederverwendung von Trag- und Gründungsstrukturen muss immer OWP spezifisch ermittelt werden. Erste Untersuchungen zeigen, dass eine zusätzliche Nutzungsdauer von 20\r\nJahren möglich sein könnte, sofern eine OWEA ähnlicher Leistungsklasse verwendet wird. Eine\r\nrestliche Genehmigungsdauer von z.B. zehn Jahren reicht voraussichtlich nicht aus. Auch für das\r\npartielle Repowering sind deutlich längere Zeiten erforderlich, z.B. 20-25 Jahre.\r\n› Darüber hinaus können sich Schwierigkeiten bei der erforderlichen Zertifizierung von\r\nRepowering-WEA ergeben. Zertifizierungen sind für alle signifikanten Änderungen an der Tragstruktur sowie der Anlagen verpflichtend. Dafür ist es unabdinglich, detaillierte Designinformationen des Original Equipment Manufacturer (OEMs) zu erhalten. Diese Modelle sind mittlerweile\r\nhochkomplex und werden von allen OEMs stark behütet. Normalerweise haben nur der OEM\r\nund der Zertifizierer der Anlage Zugriff darauf. Das bedeutet, dass es einen sehr engen Markt\r\nfür diese Dienstleistungen gibt. Weiterhin kann der Zertifizierer die Daten ohne vorherige Zustimmung des OEMs nicht nutzen. In den meisten Fällen erlauben die OEMs dies nicht. Damit\r\nhat der Betreiber einer OWEA fast keine Möglichkeit selbstständig Änderungen durchzuführen,\r\nselbst wenn die Gründungen eigenständig entwickelt wurden, da diese nur teilweise Designinformationen erhalten haben.\r\n4 Nachnutzung Offshore-Windparks\r\nDie AG „Nachnutzung Offshore“ versteht unter dem Begriff „Nachnutzung“ den Zeitraum nach\r\ndem Auslaufen bzw. nach der Unwirksamkeit der Plangenehmigung/des Planfeststellungsbeschlusses für einen OWP auf See, verbunden mit dem Erfordernis einer erneuten Ausschreibung der Fläche.\r\n4.1 Regulatorik\r\nIm Jahr 2030 sollen mindestens 30 GW, 2035 40 GW und 2045 70 GW Offshore-Wind-Erzeugungsleistung in der AWZ installiert sein. Die Nachnutzung von Gebieten und Flächen wird durch Fortschreibungen in den kommenden Flächenentwicklungsplänen geregelt. Ausweislich des Entwurfs\r\ndes Flächenentwicklungsplans FEP 2024 kommen die Gebiete N-4 und N-5 für eine Nachnutzung in\r\nBetracht. Hinsichtlich der Nachnutzung der oben genannten Flächen gibt es Herausforderungen\r\naufgrund angenommener wichtiger Habitate streng geschützter Arten bzw. Artengruppen. Aus Anhang 3 des FEP 2023 sowie dem Entwurf des FEP 2024 ergibt sich, dass das BSH für die Erreichung\r\nder langfristigen Ausbauziele berücksichtigt, dass bedingt durch den zukünftig zu erwartenden\r\nRück- und Neubau von OWPs und ONAS im Zuge einer Nachnutzung von Flächen auf Teilen der\r\nWindenergieflächen zeitweise keine Netzeinspeisung möglich sein wird.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 40\r\nDer durchschnittliche Anteil an Flächen, auf welchen keine Einspeisung erfolgen kann, hängt von\r\nunterschiedlichen Faktoren ab und kann derzeit noch nicht sicher beziffert werden. Für eine Abschätzung wesentlich sind die Betriebsdauer von OWPS und ONAS sowie der Zeitraum zwischen\r\ndem Betriebsende eines alten und der Inbetriebnahme eines neuen OWP. Aktuell geht das BSH davon aus, dass unter der vorläufigen Annahme einer durchschnittlichen Nichtverfügbarkeit von zehn\r\nProzent der Gesamtfläche mit einem theoretischen Potenzial von etwa 78 GW für die Erreichung\r\nder gesetzlichen Ausbauziele erforderlich sein werden. Dies wird bei den aktuell in der Erarbeitung\r\nbefindlichen Ausbauszenarien für den Netzentwicklungsplan Strom 2037/2045, Version 2025, berücksichtigt. Eine genauere Einschätzung des Bedarfs an Flächen- und Gebietsfestlegungen wird im\r\nZusammenhang mit der geplanten Klärung offener Fragen zur Nachnutzung im Rahmen der nächsten Fortschreibungen des FEP erwartet.\r\nDarüber hinaus legt der ROP 2021 sog. Vorrang- und Vorbehaltsgebiete für Windenergie auf See\r\nfest. Diese reichen bisher auch bei hohen Leistungsdichten und unter Berücksichtigung zusätzlicher\r\nWindenergiegebiete im Küstenmeer nicht aus, um OWEA mit einer Gesamtleistung von 70 GW zu\r\nrealisieren. Daher ist die Ausweisung von weiteren Gebieten für die Erreichung der Ausbauziele erforderlich. Im Rahmen des FEP 2024 ist daher ein Ausbau von zusätzlichen Flächen am östlichen\r\nund westlichen Rand der Schifffahrtsroute SN10 sowie in weiteren Schifffahrtsrouten der Nordsee\r\ngeplant (vorläufiger Stand basierend auf den laufenden Abstimmungen mit den Niederlanden und\r\nDänemark). Eine Randbebauung der SN10 hätte voraussichtlich Auswirkungen auf den Energieertrag der Flächen in der Zone 3. Die Inbetriebnahme der OWP und ONAS entlang der SN10 werden\r\ngemäß aktuellem FEP-Entwurf ab dem Jahr 2032 erfolgen. Abhängig von der konkreten Ausgestaltung sind Auswirkungen auf den Zuschnitt der Zone 4 zu erwarten.\r\n4.2 Wirtschaftlichkeit\r\nIm Rahmen der Wirtschaftlichkeit der Nachnutzung von OWEA haben die Teilnehmenden der AG\r\nden oben bereits erwähnten „Wake-Effekte“ angesprochen. Dies beschreibt Verschattungseffekte/Nachlaufeffekte durch OWEA stromabwärts befindlicher Bereiche. Aufgrund dessen ergebe\r\nsich bei zukünftigen Layouts Optimierungsbedarf. Allerdings sehen die Teilnehmer in einer zusätzlichen Erhöhung der Nabenhöhe keine praktikable Lösung, da die Mehrkosten aufgrund des baulichen Mehraufwandes einen möglichen Mehrertrag deutlich übersteigen werden.\r\n5 Rückbau Offshore-Windparks\r\nWindenergieanlagen auf See wurden im Jahr 2009 erstmalig in Deutschland installiert, in nennenswerten Umfang seit dem Jahr 2015. Vor diesem Hintergrund werden voraussichtlich ab den 2030er\r\nJahren die ersten Anlagen außer Betrieb gehen und zurückgebaut werden müssen. Erreichen OWP\r\ndas Ende ihrer Lebensdauer gibt es verschiedene Rückbau- und Nachnutzungskonzepte. Es kann\r\nzwischen einem Weiterbetrieb von bis zu zehn Jahren durch Rückbau (partiell oder vollständig)\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 35 von 40\r\nsowie durch Repowering (partiell oder vollständig) unterschieden werden. Für das Entfernen von\r\nGründungen gibt es derzeit verschiedene Rückbau-Techniken, darunter das Vibrationsverfahren,\r\ndas Ausspülen der Gründung mittels Spüllanzen sowie das hydraulische Herausdrücken mittels\r\nÜberdrucks. Dennoch ist zu berücksichtigen, dass auch bei vollständiger Entfernung der Gründungen die Tragfähigkeit des Bodens an dieser Stelle für einige Zeit eingeschränkt sein wird und\r\ndadurch eine Neuerrichtung einer OWEA an dieser Stelle absehbar nicht erfolgen kann.\r\n5.1 Regulatorik\r\nDie gesetzliche Grundlage für den Rückbau von OWPS und ONAS ergibt sich aus der Seeanlagenverordnung (SAnlV) und dem Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG).\r\nFür Anlagen mit einer Inbetriebnahme bis zum 31.12.2020 ist die SAnlV anwendbar. Für Anlagen\r\nmit einer Inbetriebnahme nach dem 31.12.2020 ist das WindSeeG anwendbar.\r\n5.1.1 Seeanlagenverordnung (SAnlV)\r\nOWEA gelten als Anlagen zur „Erzeugung von Energie“ gem. § 1 Abs.2 Nr.1 SeeAnlV. Plattformen\r\nwährend der Bauphase, Rettungseinrichtungen, Hubschrauberlandedecks, windparkinterne Verkabelungen oder Umspannplattformen sowie ggf. Messmasten oder -installationen zählen zu den\r\nsog. erforderlichen Nebeneinrichtungen. ONAS (mit Plattformen) zählen zu den eigenständigen Anlagen gem. § 1 Abs.2 Nr.2 SeeAnlV. § 2 Abs. 1 SeeAnlV stellt die Errichtung und den Betrieb von Anlagen im Sinne des § 1 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 und 2 SeeAnlV sowie die wesentliche Änderung solcher\r\nAnlagen oder ihres Betriebs bis zum 30.01.2012 unter den Vorbehalt der Genehmigung und mit\r\nWirkung vom 31.01.2012 unter den Vorbehalt der Planfeststellung dar. Ist der Plan außer Kraft getreten bzw. die Genehmigung erloschen, sind die Anlagen gemäß § 13 Abs. 1 SeeAnlV zu beseitigen.\r\nDer Maßstab für den Umfang der Beseitigung ergibt sich aus § 5 Abs. 6 SeeAnlV oder den Belangen\r\ngem. § 7 SeeAnlV. Demnach darf die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs sowie die Sicherheit\r\nder Landes- und Bündnisverteidigung nicht beeinträchtigt und die Meeresumwelt nicht gefährdet\r\nwerden. Dies steht im Einklang mit Art. 60 Abs. 3 Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen (SRÜ), wonach alle aufgegebenen oder nicht mehr benutzten Anlagen oder Bauwerke zu beseitigen sind, um die Sicherheit der Schifffahrt zu gewährleisten. Darüber hinaus müssen Belange\r\naus sonstigen öffentlich-rechtlichen Vorschriften beachtet werden (Raum- und Fachplanung).\r\n5.1.2 Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG)\r\n§ 80 Abs. 1 WindSeeG regelt die Beseitigung der Einrichtungen soweit der Planfeststellungsbeschluss oder die Plangenehmigung unwirksam geworden ist. Die Rechtslage nach dem WindSeeG\r\nentspricht der oben dargestellten Rechtslage nach der SeeAnlV.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 36 von 40\r\nDas BSH kann als zuständige Behörde in der AWZ auf der Grundlage von § 13 Abs. 1 SeeAnlV bzw.\r\n§ 80 Abs. 1 WindSeeG die Rückbauverpflichtung in dem Genehmigungsbescheid oder Planfeststellungsbeschluss anordnen. Hierbei muss die Behörde den Vorgaben der Raumordnung und Fachplanung für die Nord- und Ostsee Rechnung tragen. Im nunmehr geltenden Raumordnungsplan 2021\r\nfür die deutsche AWZ wird die Rückbauverpflichtung ebenfalls geregelt (Ziffer 2.2.1). Darin heißt\r\nes: „Nach Ende der Nutzung sind feste Anlagen zurückzubauen. Abweichende gesetzliche Regelungen bleiben unberührt.“ Aus der Erläuterung zu Unterziffer (2) folgt, dass dies Kabel einschließt.\r\nDemnach ist auch die OWP-interne Verkabelung aufgrund raumordnungsrechtlicher Vorgaben\r\ngrundsätzlich zu entfernen, obwohl sie sich im Meeresboden befindet. Auch in der Richtlinie Offshore Anlagen zur Gewährleistung der Sicherheit und Leichtigkeit des Schiffverkehr, herausgegeben\r\nvon der Generaldirektion Wasserstraßen und Schifffahrt, wird ein Rückbau der Seekabel gefordert.\r\nGenerell seien konkretisierende Planungsvorgaben im jeweils geltenden Flächenentwicklungsplan\r\nenthalten (siehe oben).\r\nSchließlich gibt es gem. § 96 Nr. 7 WindSeeG eine Ermächtigung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz durch Rechtsverordnung ohne Zustimmung des Bundesrats Regelungen zur\r\nBeseitigung von Einrichtungen zu erlassen. Das BMWK übt gem. § 104 WindSeeG die Rechts- und\r\nFachaufsicht über das BSH aus. In der Begründung zum Gesetzentwurf22 heißt es dazu: „Die Neuregelung in § 96 Nummer 7 WindSeeG schafft die Kompetenz zum Erlass einer Verordnung zur Regelung von Anforderung an den Umfang der Beseitigung und den Rückbau von Windenergieanlagen\r\nauf See, von Kriterien für die Wiedernutzbarmachung der Fläche, die Nachnutzung sowie die Wiederherstellung von Flächen. Ziel der Verordnungsermächtigung ist es, die Voraussetzungen dafür\r\nzu schaffen, die Flächen zügig und möglichst ohne Einschränkungen für die Nachnutzung zur Verfügung zu stellen, um einen kontinuierlichen Zubau der Offshore-Windenergie auf 70 GW bis zum\r\nJahr 2045 zu gewährleisten.“\r\nIn der Praxis gehört ein Rückbaukonzept im Rahmen des Genehmigungsprozesses zu den einzureichenden Unterlagen. Dies stellt während der Betriebsphase die Grundlagen für die detaillierte\r\nRückbauplanung der Einrichtungen dar. Die Erstellung eines Rückbauhandbuchs ist für den Vorhabenträger/ Projektierer verpflichtend. Ziel dessen ist es, eine nachvollziehbare und plausible Darstellung der Vorgänge mit den technischen Randbedingungen sicherzustellen. Details dazu können\r\ndem BSH-Standard Konstruktion entnommen werden.23 Nachdem die Rückbauarbeiten\r\n22 Vgl. Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des Windenergie-auf-See-Gesetzes und anderer Vorschriften, BTDrucksache 20/1634, S. 108f.\r\n23 Vgl. BSH, Standard Konstruktion 2021, Teil B 2.6.1 S. 63 sowie 2.6.3 S. 64.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 37 von 40\r\nabgeschlossen sind, ist seitens des BSH eine Rückbaufeststellung vorgeschrieben. Dadurch wird der\r\ntatsächliche Endzustand nach der Rückbauphase in einem Bestandsplan dokumentiert.\r\n› Nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ machen die dargestellten Regelungen eine\r\nEinzelfallbetrachtung des jeweiligen Projekts erforderlich. Zum genauen technischen Umfang\r\nder Rückbauarbeiten kann im Allgemeinen keine rechtssichere Aussage getroffen werden. Ein\r\nUnterlassen des Rückbaus einzelner Anlagenteile könnte angezeigt sein, wenn dies für die Meeresumwelt weniger schädlich ist als ein Rückbau. Unschädliche Anlageteile könnten die Funktion von Riffen übernehmen und Meereslebewesen wie Pflanzen, Muscheln und Kleintieren einen Siedlungs- und Schutzraum bieten.\r\n› Die für den Rückbau erforderlichen Regelungen sind nach Einschätzung des BDEW derzeit noch\r\nnicht im Detail abzusehen und sollten deshalb durch eine Rechtsverordnung konkretisiert werden. Ziel sollte es sein, den Trägern der Vorhaben frühzeitig Klarheit über die Rahmenbedingungen des Rückbaus zu schaffen. Vor diesem Hintergrund sollten auch ergänzende Festlegungen\r\nzur Einhaltung des aktuellen Stands von Wissenschaft und Technik getroffen werden, sowie Verfahrensschritte zur Vorbereitung, Durchführung und Überprüfung der Beseitigung von Einrichtungen erarbeitet werden.\r\n› Gem. § 80 Abs. 2 WindSeeG soll der Vorhabenträger die Beseitigung spätestens binnen zwölf\r\nMonaten nach Eintritt der Beseitigungspflicht abschließen. Nach Ansicht des BDEW kann unter\r\nUmständen die zwölfmonatige Frist zur Beseitigung der Einrichtungen in § 80 Abs. 2 WindSeeG\r\nzu knapp bemessen sein. Es ist festzustellen, dass es diesbezüglich noch keine Praxiserfahrungen gibt. Der BDEW betont, dass aufgrund verschiedenartiger Faktoren derzeit keine allgemeine\r\nAussage über die Rückbaudauer getroffen werden kann. Durch die zunehmende Größe der\r\nOWP ist ebenfalls mit einer längeren Rückbaudauer zu rechnen. Sollten verbindliche Rückbauzeiten im Gesetz definiert werden, fehlen derzeit konkrete Bezugspunkte im Gesetz, die die\r\nGröße der OWPs sowie weitere Faktoren wie die Verfügbarkeit von Schiffen, Lagerkapazitäten\r\nan den Häfen und sonstige Zeitfenster berücksichtigen. Eine pauschale Zeitangabe für eine Beseitigungsverpflichtung ohne Berücksichtigung individueller Faktoren wird den tatsächlichen\r\nUmständen nicht gerecht. Solle dennoch an einer pauschalen Zeitangabe festgehalten werden,\r\nist eine 24- bis 36-monatige Frist für die Beseitigung der Einrichtungen eher angemessen.\r\n5.2 Technik\r\nBeim Rückbau von OWEA ist zwischen dem vollständigen sowie dem partiellen Rückbau zu unterscheiden. Der vollständige Rückbau umfasst die komplette Demontage aller Komponenten der\r\nWindenergieanlage inklusive Tragstruktur, Gründungselemente sowie parkinterner Verkabelung.\r\nDer partielle Rückbau umfasst die Demontage obsoleter bzw. ausgenutzter Komponenten der\r\nWindenergieanlage. Teile der OWEA, die unter Umständen nicht rückbaubar oder ggfs. noch\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 38 von 40\r\nverwendbar sind, wie z. B. Gründungen oder Gründungsteile, könnten vollständig oder partiell im\r\nSeeboden hinterlassen werden. Der BDEW regt an, dass bei möglichen Rückbauszenarien auch die\r\nBegrenzung der Umweltbelastungen eine entscheidende Rolle spielen sollten. Daher könnte es unter Umständen sinnvoll sein, Einrichtungen an Ort und Stelle zu belassen. Dies kann insbesondere\r\nfür den Kolkschutz gelten. Maßgeblich sollte der jeweilige Stand der Technik sein.\r\n› Hinsichtlich der Innerparkverkabelung regt der BDEW an, einen Verbleib der Seekabel im Meeresboden nicht zu forcieren, u.a. aufgrund geringer Flächenverfügbarkeit für die weitere Verlegung aber auch aufgrund der Materialressourcen und umweltfachlicher Belange.\r\n5.3 Zeitplanung\r\nDerzeit geht das BSH davon aus, dass die Dauer der Rückbauplanung für OWEA ungefähr ein bis\r\nzwei Jahre dauert. Die Gesamtrückbauzeiten für OWEA werden derzeit ebenfalls auf ein bis zwei\r\nJahre geschätzt.\r\n› Der BDEW stellt fest, dass aufgrund verschiedenartiger Faktoren und fehlender Erfahrungswerte aus der Praxis keine verbindliche Aussage über die Rückbaudauer von OWEA getroffen\r\nwerden kann. Durch die zunehmende Größe der OWPs ist mit einer längeren Rückbaudauer zu\r\nrechnen. Dabei könnten partielle Rückbauszenarien, bei denen der Kolkschutz oder ein\r\nPfahlsegment im Boden hinterlassen werden können, zeitlich attraktiv für Stakeholder sein.\r\nÜbergeordnetes Ziel sei es, die Zeiträume ohne Einspeisung durch die OWPs zu reduzieren. Darüber hinaus sollte sichergestellt werden, dass der sichere Betrieb noch produzierender OWEAs\r\nmöglich ist. Die parkinterne Umspannstation sollte als letztes zurückgebaut werden, damit während der Rückbaudauer der OWEA die verbleibende Einspeisung maximiert wird und die Standsicherheit der OWEAs gewährleistet bleibt.\r\n› Die Koordinierung der Offshore-Arbeiten für den Rück- und Neubau zwischen den beteiligten\r\nAkteuren (z. B. Nutzer, Nachnutzer, Zulassungsbehörde, Logistik-Firmen) ist aufgrund sehr kurzer Arbeitsfenster und begrenzter Schiffsverfügbarkeit sowie Hafenkapazitäten abstimmungsintensiv. Darüber hinaus sind nach der Konzeption des FEP 2023 Stillstandszeiten zwischen der\r\nDemontage des alten Windparks und neuer Stromerzeugung so kurz wie möglich zu halten.\r\n› Der BDEW regt an, zu prüfen, inwiefern der Rück- bzw. Neubau eines Windparks parallel ermöglicht werden kann. Allerdings könnten sich durch das dabei erforderliche parallele Tätigwerden\r\nmindestens zweier unterschiedlicher Gewerke neben dem Planungs- und Koordinierungsaufwand Herausforderungen hinsichtlich des Versicherungsschutzes als auch der allgemeinen Sicherheit ergeben. Mithin könnte eine Parallelisierung auch zu einer weiteren Verknappung von\r\nSchiffs- und Hafenkapazitäten führen.\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 39 von 40\r\n› Nach Einschätzung der Mitglieder der AG kann die zeitliche Effizienz bei der Umsetzung zukünftiger 2-GW-ONAS und größerer OWPs höher als bei bisherigen Anlagen sein. Demgegenüber\r\nstehen jedoch sehr hohe Kapitalkosten für Rückbau und Neubau sowie unter Umständen deutlich längeren Erzeugungsausfälle durch lange Rück- und Zubau Szenarien und damit einhergehenden langen Betriebsunterbrechung.\r\n6 Rückbau Offshore-Netzanbindungssysteme\r\n6.1 Regulatorik\r\nWie bereits unter Punkt 5.3 beschrieben, sieht der Raumordnungsplan 2021 für die deutsche AWZ\r\nin Ziffer 2.2.1 vor: „Nach Ende der Nutzung sind feste Anlagen zurückzubauen. Abweichende gesetzliche Regelungen bleiben unberührt.“ Aus der Erläuterung zu Unterziffer (2) folgt, dass dies Kabel einschließt. Auch in der Richtlinie Offshore-Anlagen zur Gewährleistung der Sicherheit und\r\nLeichtigkeit des Schiffverkehr, wird ein Rückbau der Seekabel gefordert. In Bundesnaturschutzgesetz und Seeanlagenverordnung werden weitere rechtliche Grundlagen für die Rückbau-Verpflichtungen definiert.\r\nDennoch bleibt festzustellen, dass die bestehende Regulatorik hinsichtlich des Umfangs des Rückbaus von Offshore-Konverterstationen und auch von Stromkabeln – wenig konkret sind. Im Flächenentwicklungsplan 2023 gibt es unter den Punkten 5; 6.1.5, Anhaltspunkte für einen möglichen\r\nUmfang des Rückbaus, der da laute: „Die Zielsetzung eines möglichst vollständigen Rückbaus wird\r\nim FEP verfolgt, um eine möglichst hohe Nachnutzbarkeit der Flächen und Trassen zu ermöglichen.“ Darüber hinaus verweist § 34 Abs. 2 Nr.2 der dritten Windenergie-auf-See-Verordnung (3.\r\nWindSeeV) auf die Standard-Baugrunderkundung - Mindestanforderungen an die Baugrunderkennung und -untersuchung für OWEA, Offshore-Stationen und Stromkabel. In Teil D der StandardBaugrunderkundung sind Mindestanforderungen an die Erkundung von Trassen für die parkinterne\r\nVerkabelung und stromabführende Kabel niedergeschrieben. Über den Umfang von Rückbaumaßnahmen sind jedoch keine Details erkennbar.\r\n6.2 Technik\r\nNach Einschätzung des BDEW ist der Rückbau der Seekabel technisch möglich. Herausforderungen\r\ngibt es für mittels HDD-Technik installierte Kabel im Bereich von Deich- oder Inselquerungen. Beim\r\nRückbau von Gründungen von Plattformen kann auf den Rückbau von OWEAs verwiesen werden.\r\nDie dafür anwendbaren Techniken sind auch hier anwendbar.\r\n› Nach Einschätzung der AG „Nachnutzung Offshore“ können sich Herausforderungen ergeben,\r\nSeekabel nach ihrer Betriebszeit aus dem Boden zu entfernen. Nach langen Betriebszeiten hat\r\nsich Meeresboden von dem ursprünglichen Eingriff beim Verlegen erholt, sodass beim Rückbau\r\nWeiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen und Offshore-Netzanbindungssystemen\r\nwww.bdew.de Seite 40 von 40\r\nder Seekabel ein der Verlegung vergleichbarer Eingriff in die Umwelt erfolgt. Dennoch ist erwartbar, dass das Interesse der Bergung der Seekabel groß ist, da die zu bergenden Materialressourcen nicht unerheblich sind. Darüber hinaus besteht aufgrund begrenzter Kabeltrassenverfügbarkeit ein nicht unerhebliches Interesse durch eine Kabelbergung neuen Platz für weitere\r\nSeekabel zu schaffen. Bei im sogenannten Mutter-Tochter-Konzept betriebenen Plattformen\r\nsind wesentliche Anlagenteile wie z.B. das Helikopterlandedeck nur auf der Mutterplattform\r\nvorhanden. Die sich ergebenden Abhängigkeiten müssen beim Rückbau bzw. der Nachnutzung\r\neiner der beiden im Mutter-Tochter-Konzept betriebenen Plattformen berücksichtigt werden.\r\n6.3 Zeitplanung\r\nDer BDEW stellt fest, dass aus Sicht der Netzbetreiber ein angemessener Vorlauf für die Rückbauplanung zwingend für eine erfolgreiche, planbare und interessengerechte Abwicklung ist. Gesamtrückbauzeiten lassen sich derzeit nur schwer einschätzen.\r\n› Nach Einschätzung der Netzbetreiber ist für den Neubau von ONAS mit einer notwendigen Vorlaufzeit von mindestens zehn Jahren zu rechnen. Der Aus- und Rückbau der OWEA muss gemeinsam mit den ONAS gedacht werden. Hierzu ist es erforderlich, dass OWEA- und ONAS-Betreiber in einen frühzeitigen Austausch gehen. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nVKU Verband kommunaler\r\nUnternehmen e. V.\r\nInvalidenstraße 91\r\n10115 Berlin\r\nwww.vku.de\r\nBerlin, 12. November 2024\r\nFakten und Argumente\r\nTransformationsplanung für\r\ndie Gasverteilernetze\r\nArgumente für einen Planungszyklus von zwei Jahren\r\n2\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nInhalt\r\n1 Verbändeposition ......................................................................................3\r\n2 Für einen zweijährigen Planungszyklus sprechen die folgenden Argumente:\r\n..................................................................................................................3\r\nRechtsrahmen...................................................................................................3\r\nDie Klimaziele erfordern eine zügige Transformation der Gasverteilernetze..3\r\nLernprozesse.....................................................................................................4\r\nHäufige Planung schafft Vertrauen und Zuverlässigkeit ..................................4\r\nDynamische Entwicklungen erfordern regelmäßige Aktualisierung von\r\nPlanungen..............................................................................................5\r\nKohärente Planungsprozesse ermöglichen ......................................................6\r\nAuswirkungen der kommunalen Wärmeplanung sind kurzfristig schwer\r\nabsehbar................................................................................................7\r\nStärkung des Industriestandorts Deutschland .................................................7\r\n3 Lösungsräume ...........................................................................................7\r\n3\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\n1 Verbändeposition\r\nDie Verbände haben umfassende Vorschläge zur Umsetzung der europäischen Regelungen für\r\ndie Gas- und Wasserstoffverteilernetzplanung in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) erarbeitet.\r\nDarin schlagen sie vor, dass Gas- und Wasserstoff-Verteilernetzbetreiber alle zwei Jahre einen\r\nPlan für die Transformation und Entwicklung ihrer Netze erstellen und der Regulierungsbehörde vorlegen. Es besteht die Möglichkeit, die Pläne regional zu bündeln. Alle Verteilernetzbetreiber werden zur Zusammenarbeit für die Erstellung dieser Pläne verpflichtet.\r\n2 Für einen zweijährigen Planungszyklus sprechen die folgenden Argumente:\r\nRechtsrahmen\r\nArtikel 56 und 57 der EU-Richtlinie 2024/1788 über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbares Gas, Erdgas und Wasserstoff (nachfolgend: GasRL) machen sowohl\r\nfür die Entwicklungsplanung des Wasserstoffverteilernetzes als auch für die Transformationsplanung des Gasverteilernetzes Vorgaben für die jeweiligen Planungszyklen:\r\n- Der Entwicklungsplan soll nach Art. 56 Abs. 1 GasRL von den Wasserstoffverteilernetzbetreibern alle vier Jahre an die Regulierungsbehörde übermittelt werden.\r\n- Der Transformationsplan (europäisch: Stilllegungsplan) muss nach Art. 57 Abs. 2 lit. f)\r\nGasRL mindestens alle vier Jahre auf der Grundlage der jüngsten Projektionen für die\r\nErdgasnachfrage und -versorgung in der betreffenden Region aktualisiert werden.\r\nAus rechtlicher Sicht spricht nichts dagegen, diese Vorgaben überschießend in das nationale\r\nRecht umzusetzen, indem ein kürzerer Planungsrhythmus vorgegeben wird, soweit sichergestellt ist, dass mindestens alle vier Jahre entsprechende Pläne vorgelegt werden. Das Europarecht steht einem zweijährigen Planungszyklus entsprechend nicht entgegen.\r\nDie Klimaziele erfordern eine zügige Transformation der Gasverteilernetze\r\nDie Erreichung der Klimaneutralitätsziele bis zum Jahr 2045 nach dem Bundes-Klimaschutzgesetz verlangen eine umfassende Transformation der Gasnetzinfrastruktur innerhalb der kommenden zwei Jahrzehnte. Ein vierjähriger Planungszyklus würde konkret bedeuten, dass – ausgehend von der ersten Planungsrunde im Jahr 2028 – die umfassende Transformation der\r\nGasnetzinfrastruktur mit all ihren Herausforderungen in nur vier (in Bundesländern mit ambitionierteren Klimaschutzzielen sogar in nur drei) zu genehmigenden Plänen bis zum Jahr 2045\r\nabgeschlossen sein muss. In Abhängigkeit von der Ausgestaltung der Anschluss- und Zugangspflichten der Gasnetzbetreiber, insbesondere hinsichtlich der Länge einer Kündigungsfrist,\r\n4\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nsind gegebenenfalls dann sogar nur zwei der Pläne überhaupt geeignet, um darauf basierend\r\nKündigungen aussprechen zu können. Auch wenn die Pläne weitere wichtige Funktionen für\r\ndie Gestaltung der Transformation der Verteilernetze haben, sind sie als Grundlage für die\r\nEntscheidungen gegenüber den Netzkunden elementar wichtig.\r\nLernprozesse\r\nBisher bestehen keine Verpflichtungen für Gasverteilernetzbetreiber, verbindliche Netzentwicklungspläne zu erstellen. Es fehlen daher bei vielen Verteilernetzbetreibern Erfahrungen,\r\nund entsprechende Prozesse, insbesondere für den Austausch zwischen Fernleitungs- und\r\nVerteilernetzbetreibern, müssen noch erarbeitet und eingeübt werden. Ein kürzerer Planungszyklus würde schneller zu Plänen führen, die auf Erfahrungen und bewährten Verfahren beruhen und sich damit positiv auf die Qualität der Planinhalte auswirken.\r\nHäufige Planung schafft Vertrauen und Zuverlässigkeit\r\nJe häufiger die Transformationspläne überarbeitet und aktualisiert werden müssen, desto genauer und zuverlässiger werden die darin enthaltenen Informationen. Dadurch wird die Planung für den Anschlusskunden besser nachvollziehbar und vorhersehbar. Je frühzeitiger ein\r\nKunde von der geplanten Transformation eines Netzteils erfährt, desto eher können Alternativen gefunden und etwaige Fehlinvestitionen vermieden werden.\r\nEin zweijähriger Planungsrhythmus trägt somit zu einem wesentlich transparenteren Entscheidungsprozess bei und ermöglicht eine frühzeitige Kommunikation in Richtung der\r\n5\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nbetroffenen Anschlussnutzer. Auf diese Weise kann die Akzeptanz dieser Planungen gefördert\r\nwerden. Im Übrigen ist der Verbraucherschutz darüber hinaus über die in Art. 38 der GasRL zu\r\ndefinierenden Kriterien sicherzustellen.\r\nDas Risiko höherer Verunsicherung der Netznutzer durch potenziell widersprüchliche Planungen sehen die Verbände nicht. Es ist davon auszugehen, dass Netzteile erst als zu transformierende Infrastrukturen deklariert werden, wenn dem Verteilernetzbetreiber konkrete und belastbare Informationen über deren Umstellung auf Wasserstoff oder Stilllegung vorliegen. Die\r\nNetzbetreiber sehen sich grundsätzlich an diese Planungen gebunden. Es ist deshalb äußerst\r\nunwahrscheinlich, dass die geplante Transformation einer Leitung wieder rückgängig gemacht\r\nwerden muss. Wahrscheinlicher ist, dass immer detailliertere Planungen erfolgen werden, die\r\ndie zu transformierende Gebiete schrittweise weiter konkretisieren und dadurch Sicherheit\r\nbei den Verbrauchern geschaffen wird.\r\nDynamische Entwicklungen erfordern regelmäßige Aktualisierung von Planungen\r\nDer Hochlauf einer Wasserstoffwirtschaft wird absehbar zu einer weiteren Beschleunigung\r\nder technischen Möglichkeiten für die Wasserstoffproduktion und -nutzung führen. Dadurch\r\nsteigen Anforderungen an die dafür benötigte Transportinfrastruktur.\r\nMit der Genehmigung des Wasserstoff-Kernnetzes ist ein wichtiger Grundstein für ein flächendeckendes Wasserstoffnetz in Deutschland gelegt worden. Die Auswirkungen auf die Verteilernetzbetreiber und damit für einen Großteil der an das Wasserstoffnetz anzuschließenden\r\nKunden sind jedoch nach wie vor unklar. Daraus ergibt sich ein kontinuierlich steigender Regelungsbedarf.\r\nBereits jetzt ist eine Vielzahl von Gesetzesänderungen und regulatorischen Vorgaben sowohl\r\nauf nationaler als auch europäischer Ebene absehbar, die je nach konkreter Ausgestaltung\r\nwiederum direkte Auswirkungen auf den Aufbau eines Wasserstoffmarktes haben können.\r\nDieses sich gegenseitig bedingende dynamische Umfeld wirkt sich unmittelbar auf den Bedarf\r\nan Gas- und Wasserstoffinfrastruktur aus. Daraus ergibt sich ebenfalls die Notwendigkeit, bestehende Planungen regelmäßig an die aktuellen technischen und rechtlich-regulatorischen\r\nEntwicklungen anpassen zu können.\r\nDer Blick auf die allein in den letzten zwei Jahren hinzugekommenen und für das nächste Jahr\r\nangekündigten Regelungen für Wasserstoffinfrastruktur macht deutlich, dass ein längerer Planungszyklus unweigerlich dazu führen würde, dass die Pläne für einen großen Teil ihres Bestehens nicht den geltenden Rechtsrahmen und sich daraus ergebenden Auswirkungen auf die\r\nVerteilernetze widerspiegeln würden.\r\n6\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nKohärente Planungsprozesse ermöglichen\r\nSowohl die Übertragungsnetzbetreiber und die Stromverteilernetzbetreiber als auch die Fernleitungs- bzw. Wasserstofftransportnetzbetreiber legen alle zwei Jahre einen Netzentwicklungsplan bzw. Netzausbauplan für ihre Netze vor. Da sich die Planungen gegenseitig bedingen und damit sie optimal ineinandergreifen können, sollten die Transformations- und Entwicklungspläne ebenfalls alle zwei Jahre vorliegen. Insbesondere für die Erstellung eines kohärenten und zukunftsfähigem Netzentwicklungsplan Gas/Wasserstoff der Fernleitungs- und\r\nWasserstofftransportnetzbetreiber braucht es zwingend regelmäßig aktualisierter Planungsstände der Verteilernetze sowie daraus abgeleitete, verbindliche Bedarfsprognosen. Die Ergebnisse der Planungen der Verteilernetzebene werden als Eingangsgrößen im bundesweiten\r\nNetzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff und dessen Szenariorahmen berücksichtigt (vgl.\r\nauch Artikel 55 Abs. 2 lit. f GasRL). Die Ergebnisse der Transformationspläne müssen außerdem auch in die Netzausbaupläne der Betreiber von Stromverteilernetzen einfließen. Werden die Verteilernetzpläne nur alle vier Jahre aktualisiert, ergeben sich daraus entsprechende\r\nUnschärfen in den zwischenzeitlich erstellten Plänen.\r\nDie Erkenntnisse der Netzentwicklungspläne müssen wiederum iterativ in die Transformations- und Entwicklungsplanung zurückgespielt werden (z.B. angepasste, jahresscharfe Umstellungsplanungen bzw. geänderte Inbetriebnahmetermine für Maßnahmen). Ein vierjähriger\r\nZyklus der Gas- und Wasserstoffverteilernetze hätte zur Folge, dass aktuelle Erkenntnisse aus\r\ndem bundesweiten Netzentwicklungsplan erst nach vier Jahren in den Planungen der Verteilernetzbetreiber berücksichtigt werden könnten. Dies kann sich wiederum auf die Transparenz der Planungen gegenüber Endkunden bzw. Industrieabnehmern im Verteilernetz auswirken.\r\n7\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nAuswirkungen der kommunalen Wärmeplanung sind kurzfristig schwer absehbar\r\nDie kommunalen Wärmepläne werden zu einem größeren Teil erst Mitte 2028 veröffentlicht.\r\nObwohl aus ihnen keine unmittelbar verbindlichen Ergebnisse resultieren, werden die kommunalen Planungen erheblichen Einfluss auf die zukünftige Entwicklung der lokalen Gasverteilernetze haben. Aufgrund dieser Unverbindlichkeit in Kombination mit den enormen Herausforderungen, die sich aus der Umsetzung der kommunalen Wärmepläne ergeben werden,\r\nwird für die Verteilernetzbetreiber in der Regel erst nach und nach planbar werden, welche\r\nMaßnahmen aus den Wärmeplänen tatsächlich und zu welchem Zeitpunkt in ihren Netzgebieten in die Umsetzung kommen. Diese dynamischen Prozesse könnten in einem vierjährigen\r\nPlanungszyklus nicht adäquat aufgenommen und in netzbetreiberindividuelle Pläne übersetzt\r\nwerden. Im schlimmsten Fall kann sich aus der nachgelagerten Reaktionsmöglichkeit der Verteilernetzbetreiber eine zusätzliche Verzögerung für eine erfolgreiche Umsetzung der Wärmewende vor Ort ergeben.\r\nStärkung des Industriestandorts Deutschland\r\nInsbesondere für Industriekunden ist eine frühzeitige Information über die Verfügbarkeit von\r\nWasserstoff im Verteilernetz von entscheidender Bedeutung. Viele Maßnahmen, die für die\r\nUmstellung von Produktionsprozessen erforderlich sind, hängen von der Verfügbarkeit des\r\nWasserstoffnetzes ab. Eine rechtzeitige Kommunikation ermöglicht es den Unternehmen, ihre\r\nPlanungen entsprechend anzupassen und notwendige Schritte frühzeitig einzuleiten.\r\nHinzu kommt, dass durch die iterative Abhängigkeit des Netzentwicklungsplans Gas/Wasserstoff und der Verteilernetzpläne voneinander die für den Anschluss des Industriekunden benötigten Kapazitäten nur alle vier Jahre in die Planung der Wasserstofftransportnetzebene eingespielt werden können. Daraus kann sich im Einzelfall eine erhebliche Verzögerung des Anschlusses eines Kunden im Verteilernetz und daher ein Anreiz für einen direkten Anschluss an\r\ndas Wasserstofftransportnetz ergeben. Die betroffenen Verteilernetzbetreiber wären im Ergebnis aufgrund des langen Planungszyklus beim Anschluss von Industriekunden potenziell benachteiligt. Ein zweijähriger Planungszyklus ermöglicht es, die aufkommenden Wasserstoffbedarfe von Unternehmen frühzeitig bei der Infrastrukturplanung aller Netzebenen zu berücksichtigen, wodurch der Industriestandort Deutschland gestärkt wird.\r\n3 Lösungsräume\r\nAuf Grundlage der obenstehenden Argumente setzen sich die Verbände ausdrücklich für einen zweijährigen Planungszyklus ein. Sollte trotzdem ein vierjähriger Planungszyklus für alle\r\nGas- und Wasserstoffverteilernetze vorgesehen werden, ist mindestens die Möglichkeit einer\r\nfreiwilligen, genehmigungsfähigen Planung alle zwei Jahre vorzusehen.\r\n8\r\nTransformationsplanung für die Gasverteilernetze\r\nDie Ausgestaltung derart komplexer Regelungen wie einer Transformationsplanung für die\r\nGasnetze sollte sich an den folgenden zwei Grundsätzen ausrichten: Zusätzliche gesetzliche\r\nVerpflichtungen sind im Sinne des Bürokratieabbaus auf das absolut notwendige Maß zu begrenzen. Gleichzeitig sind ein hohes Maß an Transparenz und Nachvollziehbarkeit für einen so\r\nkomplexen und gesellschaftlich relevanten Prozess wie der Transformation der Gasverteilernetze zu gewährleisten.\r\n› Diese beiden Grundsätze werden durch die beiden folgenden Lösungsvorschläge berücksichtigt: Sie können erreicht werden, indem die in der GasRL angelegte Option einer de minimis-Ausnahme für Gasverteilernetze mit weniger als 45.000 Kunden auch national umgesetzt wird. Die verbleibenden größeren Verteilernetzbetreiber würden die Kapazitäten\r\nder mit der Genehmigung betrauten Regulierungsbehörde deutlich weniger in Anspruch\r\nnehmen, zumal davon auszugehen ist, dass die Mehrheit dieser Netzbetreiber gemeinsame\r\nregionale Transformations- und Entwicklungspläne einreichen wird. Um zu gewährleisten,\r\ndass sich auch Netzbetreiber mit weniger als 45.000 Kunden in einem transparenten Prozess mit der Zukunft ihrer Verteilernetze auseinandersetzen, könnten bei der Ausgestaltung\r\nder Kündigungs- und Verweigerungsvoraussetzungen für Netzanschluss- und -zugang zusätzliche Konsultations- und Begründungsanforderungen gestellt werden, ohne dass der\r\ngesamte komplexe Planungs- und Genehmigungsprozess zu durchlaufen wäre.\r\n› Sollen dennoch alle Verteilernetzbetreiber nur alle vier Jahre eine Planung ihrer Netze vorlegen, sollte zumindest sichergestellt sein, dass alle Netzbetreiber, die einen akuten Bedarf\r\nfür eine zwischenzeitliche Genehmigung ihrer aktualisierten Planungen haben, dazu alle\r\nzwei Jahre optional Gelegenheit erhalten. Gegebenenfalls könnte man diesen Bedarf einem zusätzlichen Begründungserfordernis unterstellen. Die vorangegangene Argumentation zeigt deutlich, dass die dynamischen Entwicklungen im Gas- und Wasserstoffmarkt\r\neine umfassende Transformation der Gasnetze bis 2045 ausschließlich mit einem vierjährigen Planungszyklus praktisch unmöglich machen. Eine Flexibilisierung des Planungszyklus\r\ndort, wo es zu Erreichung der Klimaziele und der Energiewende wirklich erforderlich ist, ist\r\ndaher unerlässlich.\r\nDie Verbände stehen gerne für einen weiteren Austausch für die Umsetzung einer erfolgreichen Netzplanung der Gas- und Wasserstoffverteilernetze zur Verfügung. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nBerlin, 25. Oktober 2024\r\nStellungnahme\r\nDelegierter Rechtsakt über\r\ndie Methodik zur Bewertung\r\nvon Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme\r\nBrennstoffe\r\nVersion: 1.0\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Wesentliche Anforderungen an den Delegierten Rechtsakt aus Sicht des\r\nBDEW........................................................................................................3\r\n2 Wasserstoffemissionen..............................................................................4\r\n3 Vorkettenemissionen.................................................................................5\r\n4 Strombezug ...............................................................................................6\r\n5 Erdgaspyrolyse ..........................................................................................7\r\n6 Nullemissionsfaktor für Kohlenstoffgehalt .................................................8\r\n7 Anhang: Beispielberechnungen zu THG-Einsparungen ................................9\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 13\r\n1 Wesentliche Anforderungen an den Delegierten Rechtsakt aus Sicht des BDEW\r\nEs bedarf eines pragmatischen Ansatzes entlang der gesamten Wertschöpfungskette für kohlenstoffarmen Wasserstoff, welcher sich im nächsten Schritt auch im bereits bestehenden Delegierten Rechtsakt zur Produktion von erneuerbarem Wasserstoff (DA 2023/1184) widerspiegeln muss. Dieser sollte daher bereits deutlich vor 2028, spätestens bis 2026, überprüft und\r\nangepasst werden. Dies ist ein wichtiger Schritt, um die für die Dekarbonisierung notwendigen\r\nMengen an Wasserstoff zu erreichen. Eine enge Fassung der Kriterien, bereits von Beginn an,\r\nsteht dem Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft entgegenstehen.\r\nDie Forderungen nach der Verschiebung der Scharfstellung der Vorgaben zu Additionalität und\r\nzeitlichen Korrelation beim Strombezug im Delegiertem Rechtsakt zu RFNBO-konformem Wasserstoff, wie auch im September von Bundesminister Habeck in einem Schreiben an Energiekommissarin Simson vorgebracht, fordert und unterstützt auch der BDEW nachdrücklich. Dabei\r\naber gilt, dass die Verlängerung deutlich ausfallen muss, sodass Projekte letztendlich von der\r\nÜbergangsperiode auch tatsächlich profitieren können. Bei einer Überarbeitung des Delegierten Rechtsakts zu erneuerbarem Wasserstoff ist es wichtig, dass der Prozess mit dem Delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarme Brennstoffe abgestimmt passiert und effizient abläuft, um\r\nProjekten zeitgleich die notwendige Planungssicherheit zu gewähren.\r\nDie derzeit auf EU-Ebene diskutierten Vorgaben für kohlenstoffarmen Wasserstoff sind zu\r\nstreng und nicht praktikabel umsetzbar. Kohlenstoffarmer Wasserstoff wird damit faktisch unmöglich gemacht, obgleich dieser unabdingbar für den Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und\r\ndie Transformation des Industriestandortes Europa ist.\r\n› Da die 70%-THG-Einsparung bereits ambitioniert ist, sollte diese das einzige leitende Kriterium bei der Produktion sein und die Einhaltung dieser Einsparung technologieoffen gehalten werden.\r\n› Es ist vorgesehen, dass bis zur Festlegung der Methodik zur Ermittlung von Methanemissionen bei der Erdgasförderung auf Basis der EU-Methanemissionsverordnung (Regelungen auf\r\nEU-Ebene im Jahr 2027) Standardwerte zuzüglich eines Aufschlags von 40% anzusetzen sind.\r\nInwieweit individuell ermittelte Methanintensitäten alternativ herangezogen werden dürfen, bleibt hingegen unklar, sollte aber in jedem Fall alternativ zulässig sein.\r\n› Vorkettenemissionen müssen generell – wie in der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III)\r\nfür erneuerbare Energieträger vorgesehen – konsistent sowohl mit Standardwerten als auch\r\nmit projektspezifischen Werten für alle emissionsrelevanten Treibhausgase und Prozessschritte berechnet werden können, welche die tatsächlichen Emissionen abbilden. Das ist\r\nausschlaggebend, um eine bessere Emissionsbilanz vorweisen zu können und damit die\r\nChancen zu erhöhen, die 70%-THG-Einsparung einzuhalten. Dabei würden gleichzeitig\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 13\r\neffizienteste Technologien bzw. Projekte gefördert sowie Anreize zur weiteren Emissionsminderung gesetzt werden.\r\n› Ebenso sind die Strombezugskriterien über den Lebenszyklus des kohlenstoffarmen Wasserstoffs zu eng gefasst. Das ohnehin anspruchsvolle Kriterium von 70 %-THG-Einsparung kann\r\nsomit de facto nicht erreicht werden.\r\nDiese daraus resultierende Situation schafft enorme Unsicherheiten und würde sowohl die heimische Produktion als auch Importe von kohlenstoffarmem Wasserstoff gerade in den kritischen ersten Jahren des Hochlaufs erheblich in Frage stellen und kann deswegen den benötigten Mengenhochlauf ausbremsen.\r\n› Alle Produktionsprozesse des kohlenstoffarmen Wasserstoffs müssen unter der im Delegierten Rechtsakt definierten Methode berücksichtigt werden, um Technologieoffenheit zu\r\nerlauben und Versorgungssicherheit zu gewährleisten.\r\n› Der Delegierte Rechtsakt muss unbedingt so ausgestaltet werden, dass Projekten hinreichende Investitionssicherheit gewährt wird und dadurch aufbauende Entscheidungen zu Investitionen, welche sehr hoch ausfallen,zeitnah getroffen werden können. Dazu gehört auch\r\ndie Bereitstellung von Bestandsschutz, vor allem in Hinblick auf mögliche künftige Überarbeitungen der Vorgaben.\r\n› Langfristig soll ein fairer Wettbewerb mit vergleichbaren Bedingungen zwischen kohlenstoffarmem und erneuerbarem Wasserstoff geschaffen werden, bei dem die Vorgaben zur\r\nCO2-Einsparung im Vordergrund stehen.\r\n2 Wasserstoffemissionen\r\nDie Werte zum Treibhausgaspotenzial (Global Warming Potential) sollten laut Text bei Vorliegen hinreichender wissenschaftlicher Erkenntnisse künftig für Wasserstoff ergänzt werden, um\r\nWasserstoffschlupf in der Emissionsbilanz zu berücksichtigen (s. Erwägungsgrund 5). Da weder\r\ndas Treibhauspotential von Wasserstoff noch die genauen Messverfahren klar definiert sind,\r\nbedarf es wissenschaftlicher Grundlagenforschung und eines breiten Dialogs mit den relevanten Stakeholdern, in welchem schnell gehandelt werden muss, um Investitionssicherheit zu erreichen. Zusätzlich sollten für Wasserstoffemissionen dann aber auch Standardwerte und Bestandsschutzgarantien vergeben werden können. Analog zu Methan sollte es die Möglichkeit\r\ngeben, eigene projektspezifische Werte zu verwenden.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 13\r\n3 Vorkettenemissionen\r\nDer Vorkettenemissionsfaktor von Erdgas sollte aus Gründen der Gleichbehandlung in Summe\r\nüber alle Treibhausgase (10,45 g CO2eq/MJ) dem Vorkettenemissionsfaktor des DA 2023/1185\r\nentsprechen (9,7 g CO2eq/MJ) (s. Anhang B). Es ist wichtig, dass hier Kohärenz zwischen den\r\nbeiden Rechtsakten vorliegt. Ein unterschiedlicher Wert ist aus Sicht des BDEW weder nachvollziehbar noch gerechtfertigt. Außerdem basieren diese Zahlen auf dem JEC WTT 4a Bericht\r\n(2014); mit dem JEC WTT 5 Bericht (2020) liegt hier aber bereits eine aktuellere Datenbasis vor,\r\ndie in den Regelungen entsprechend – aber in jedem Fall kohärent – Anwendung finden sollte.\r\nDarüber hinaus enthält der Entwurf an dieser Stelle keinen Hinweis auf eine regelmäßige Aktualisierung. Diese ist nicht zuletzt wegen der Emissionsminderungsziele von Bedeutung, deren\r\nEntwicklungen sich künftig auch in der Festlegung von Standardwerten wiederfinden müssen.1\r\nFortgeschriebene Aktualisierungen bedarf es auch bei Vorkettenemissionen, um ein levelplaying field aufzubauen. Gleichzeitig ist es wichtig, Projekten Investitions- und Planungssicherheit zu bieten. Daher müssen Bestandsschutzklauseln eingeführt werden. Darüber hinaus sollten die Revisionszeitpunkte der Delegierten Rechtsakte zu kohlenstoffarmen und erneuerbaren Brennstoffen angeglichen werden.\r\nAus der geforderten Verwendung der Ergebnisse der Berichterstattung unter der Methanverordnung folgt, dass bis zur Festsetzung der Methodik der Methanverordnung zur Berechnung\r\nder Methanintensität (voraussichtlich Ende 2027) Standardwerte für Lieferungen zuzüglich eines Aufschlags von 40% anzusetzen sind. Dies schließt defacto Importe aus Drittstaaten von\r\nkohlenstoffarmem Wasserstoff und Derivaten bis mind. Ende 2027 aus. Somit ist die Wasserstoffversorgung innerhalb der EU in den nächsten Jahren erheblich gefährdet, da aufbauend\r\ndarauf keine finalen Investitionsentscheidungen getroffen werden können. Das Kriterium von\r\n70%- THG-Einsparung kann mit diesen Vorgaben nicht erreicht werden, selbst dann nicht, wenn\r\nausschließlich emissionsfreier EE-Strom als Hilfsenergie eingesetzt wird. Dies würde dem Hochlauf des Wasserstoffmarktes entgegenstehen und die EU würde damit wichtige Bezugsländer\r\nfür kohlenstoffarmen Wasserstoff ausschließen. Es sollte daher einen Übergangszeitraum bis\r\nEnde 2027 geben, in welchem alternativ zum Standardwert auch nach internationalen Qualitätsanforderungen zertifizierte projektspezifische Werte (z. B. aus dem Umweltmanagementsystem oder der Nachhaltigkeitsberichterstattung des Unternehmens) im Rahmen einer Eigenerklärung verwendet werden dürfen, bis die konkreten Vorgaben zur Erfüllung der\r\n1\r\nIn Tabelle 6 (Emission intensity of generated electricity in EU Member States in 2022) ist hingegen eine Aktualisierung der Emissionswerte vorgesehen (s. Fußnote 16).\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 13\r\nAnforderungen der Methanemissionsverordnung an die Emissionsberichterstattung und die\r\nZertifizierungssysteme vorliegen. Mit diesem Übergangszeitraum würde den Projekten genügend Zeit eingeräumt werden, um die erforderlichen Berichtsstrukturen aufzubauen. Den Projekten sollte dann Bestandsschutz gewährt werden. Zudem ist nicht ersichtlich, wieso bei Verwendung von Standardwerten zusätzlich ein 40%-Aufschlag angesetzt wird. Ein solcher Aufschlag bei der Verwendung von Standardwerten ist abzulehnen.\r\nZudem besteht im Entwurf des Delegierten Rechtsakts keine Möglichkeit, individuelle Messwerte für die Gasvorkette außerhalb des Unternehmens im Hinblick auf das Treibhausgas CO2\r\nzu verwenden. Hier muss ermöglicht werden, dass ein nachgewiesener projektspezifischer CO2-\r\nEmissionswert für die Lieferkette verwendet werden darf. Somit kann die Berücksichtigung der\r\nTransportdistanz und des Verkehrsträgers sowie des zugehörigen Treibstoffs und der tatsächlichen CO2-Emissionen aus Förderung und Aufbereitung ermöglicht werden. Projektspezifische\r\nWerte für CH4, CO2 und N2O erlauben die genauesten Berechnungen der Upstream-Emissionen\r\nfür den Erdgasbezug. Dies sollte mittelfristig das übergeordnete Ziel sein.\r\nDennoch bedarf es eines Nebeneinanders von Standard- und projektspezifischen Werten. Zunächst werden bestimmte Vorkettenemissionen nicht oder nur mit hohem Aufwand zu ermitteln sein. In diesem Fall fungieren die Standardwerte als eine wichtige Rückfalllinie für die Informationsbereitstellung im Rahmen der Ausweisung. Diese können in der aktuellen\r\nMarktphase helfen, Investitionen zu ermöglichen und Projekte umzusetzen, dürfen deshalb\r\naber nichtzu hoch angesetzt werden, um nicht prohibitiv zu wirken. Bereits etablierte Standards\r\nfür die Berichterstattung wie das Greenhouse Gas Protocol des WBCSD sollten durch die Unternehmen angewendet werden dürfen. Die unter der ISO bereits begonnenen Arbeiten zum Normungsprozess zur Berechnung des THG-Fußabdrucks von Wasserstoff sollten von der EU-Kommission ebenfalls in ihren Entscheidungen berücksichtigt werden.\r\n4 Strombezug\r\nFür die Anrechenbarkeit von 100% EE bei Einhaltung der Strombezugskriterien ist eine Klarstellung erforderlich, für welche Herstellungsprozesse der Strominput zu einer Steigerung des\r\n„heating values“ führt. Eine entsprechende Klarstellung, welche Prozessschritte von der Anforderung betroffen wären und welche nicht, ist für alle Arten der Wasserstofferzeugung erforderlich (Wasser-Elektrolyse, Erdgas-Dampfreformierung, Erdgas-Pyrolyse, NH3-Cracking etc.). Weiterhin ist unklar, warum nur die zeitliche Korrelation hervorgehoben wird (s. Anhang A, Ziff. 1\r\nu. Ziff. 5).\r\nGrundsätzlich bedarf es zu Beginn des Hochlaufs flexibler und pragmatischer sowie international anschlussfähiger Rahmenbedingungen für die Bilanzierung von Treibhausgasemissionen.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 13\r\nDie aktuell angestrebten Regelungen verhindern die Umsetzung von Projekten enorm. Dies ist\r\nvor dem Hintergrund der anzustrebenden Versorgungssicherheit mit kohlenstoffarmen Molekülen kritisch. Insbesondere für den Strombezug bei Elektrolyse zur Produktion von kohlenstoffarmem Wasserstoff braucht es angemessene und praxistaugliche Regelungen. Zum einen sollten projektspezifische PPAs entsprechend abgeschlossen werden können, die eine nachweislich niedrigere Emissionsintensität als der nationale Strommix aufweisen.\r\nZum anderen betrifft dies auch den Bilanzierungszeitraum der Treibhausgasemissionen des\r\nNetzstroms. Die Dauer des Bilanzierungszeitraums ist genau abzuwägen und an Marktgegebenheiten anzupassen. Die bisher diskutierten Vorgaben drohen den Wasserstoffhochlauf zu verhindern und stehen somit den Dekarbonisierungszielen entgegen. Insofern ist es zu begrüßen,\r\ndass gem. Art. 3 auch die Einführung eines Kriteriums zur stündlichen Bilanzierung der THGEmissionen des Strombezugs geprüft werden soll, da dies eine Möglichkeit darstellt, um effizientere Laufzeiten der Elektrolyseure zu erreichen. Jedoch muss diese Möglichkeit bereits mit\r\nInkrafttreten des Delegierten Rechtsaktes gelten. Lediglich eine mögliche Aussicht im Jahr\r\n2028 gibt keine Investitionssicherheit, um die notwendigen Investitionsentscheidungen für die\r\njetzt notwendigen Projekte zu ermöglichen. Weiterhin muss auch geklärt werden, auf welcher\r\nEbene letztlich bilanziert werden muss.\r\nWeiterhin bedarf es einer Klarstellung für Strominputs, die nicht zu einer Steigerung des „heating value“ führen. Für Emissionen des Stromnetzbezugs analog der Regelung im DA 2023/1185\r\nist also eine Neubewertung aus deutscher Sicht unbedingt erforderlich. Die hier vorgesehenen\r\nVorgaben verhindern die Umsetzbarkeit (s. Ziff. 6). Es muss die Möglichkeit bestehen, EEStrom aus herkömmlichen PPAs oder grünen HKNs einzusetzen und hierfür den EE-spezifischen Emissionsfaktor von 0 g CO2/ MJ anzusetzen. Zusätzlich sollte eine zertifizierte CO2-Intensität für jede Art von PPA ausreichen, um projektspezifische CO2-Emissionen anrechnen zu\r\nkönnen. Auch nicht RFNBO-konformer erneuerbarer Strom trägt zu der angestrebten Treibhausgasminderung mittels seiner niedrigen CO2-Intensität bei. Dabei muss auch berücksichtigt\r\nwerden, dass ein Erfordernis des Einsatzes von RFNBO-konformem Strom die LCOH unnötig\r\nweiter in die Höhe treiben würde und somit Projekte unwirtschaftlich macht.\r\n5 Erdgaspyrolyse\r\nEs bedarf mehrerer Klarstellungen hinsichtlich der bilanziellen Berücksichtigung des Kohlenstoff-Outputs der Pyrolyse. Der derzeitige Rechtsrahmen gibt keine ausreichende Klarheit darüber, wie der vom Pyrolysebetreiber abgeschiedene Kohlenstoff verbucht werden muss und\r\nwer die Kohlenstoffgutschrift erhalten sollte. Eine Klarstellung ist unumgänglich, um Doppelzählungen zu vermeiden und eine rasche Einführung von kohlenstoffarmen Kraftstoffen zu ermöglichen. In Nr. 17 des Anhangs (e ccs) wird in der Einleitung ausdrücklich neben CO2 auch\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 13\r\n\"carbon in solid state\" erwähnt. Allerdings werden die Kriterien für eine dauerhafte Lagerung\r\nvon Kohlenstoff in den Berechnungsregeln nicht näher konkretisiert. Die nachfolgenden Rechenregeln beziehen sich nur auf CO2. In der e ccs Formel sollte demzufolge ein Term \"e carbon\r\nin solid state\" ergänzt und definiert werden. Hierbei sind die im Folgenden aufgeführten Fälle\r\nzu betrachten:\r\nDie energetische Verwendung des Kohlenstoffs (z. B. als Brennstoff, als Anode in der Aluminiumproduktion oder im Hochofenprozess als Koksersatz) muss berücksichtigt werden (s. Ziff. 10).\r\nWeiterhin muss eine Berücksichtigung der bei der Verwendung des Kohlenstoffs entstehenden\r\nCO2-Emissionen beim Verwender (Abgabepflicht der ETS-Anlage) gegeben sein.\r\nAußerdem muss im Rahmen des Delegierten Rechtsakts verdeutlicht werden, ob und unter welchen Bedingungen der Pyrolyse-Kohlenstoff ein wirtschaftlich verwertbares Nebenprodukt mit\r\nAllokationsmöglichkeit ist. Sofern dies der Fall ist, muss ebenfalls klargestellt werden, ob die\r\nAllokation der Emissionen auf die Produkte Wasserstoff und Kohlenstoff energetisch oder ökonomisch erfolgt (s. Ziff. 15). Beide Allokationskriterien weisen spezifische Vor- und Nachteile\r\nauf. Die Entscheidung über das anzuwendende Allokationsverfahren sollte in enger Abstimmung mit betroffenen Betreibern und Zertifizierern getroffen werden.\r\nEbenso muss die stoffliche Verwendung des Kohlenstoffs (z. B. Bodenverbesserungsmittel, Autoreifen) berücksichtigt werden (s. Ziff. 18), sofern der Pyrolyse-Kohlenstoff nicht bereits gemäß\r\nZiff. 15 als wirtschaftlich verwertbares Nebenprodukt mit Allokationsmöglichkeit behandelt\r\nwerden kann. Für die Zwecke des Delegierten Rechtsakts sollte für den stofflich verwendeten\r\nPyrolyse-Kohlenstoff weder eine (potenzielle) Brennstoffemission zugewiesen werden, noch\r\neine Abgabepflicht unter dem EU-Emissionshandel bestehen. Hier könnte eine Aufnahme in den\r\nAnhang des Entwurfs einer „Delegated Regulation on the requirements for considering that\r\ngreenhouse gases have become permanently chemically bound in a product“ eine Möglichkeit\r\ndarstellen.\r\n6 Nullemissionsfaktor für Kohlenstoffgehalt\r\nBeim Umgang mit Kohlenstoff in kohlenstoffarmen Brennstoffen, der aus CO2 stammt und nach\r\nder Nutzung des Low Carbon Fuels wieder als CO2 freigesetzt wird, ist nicht nachvollziehbar,\r\nwarum CO2 aus Stromerzeugung (das unter dem ETS I erfasst ist) nur bis zum Jahr 2036 mit\r\neinem Nullemissionsfaktor nutzbar ist (s. Ziff. 10). Hier bedarf es einer Gleichstellung mit CO2\r\naus industriellen Feuerungsanlagen. Für CO2 aus anderen Feuerungsanlagen als Kraftwerken\r\nund industriellen Prozessen (die unter dem ETS I erfasst sind) sollte für unvermeidbare Prozessemissionen (z.B. Kalkbrennen) auch nach 2041 noch ein Nullemissionsfaktor verwendet\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 13\r\nwerden dürfen. Dies muss so auch im Delegierten Rechtsakt zu erneuerbarem Wasserstoff\r\nübernommen werden, damit keine doppelte Schlechterstellung erfolgt.\r\nIm Erwägungsgrund Nr. 6 wird der Fall der CO2-Speicherung in Drittstaaten aufgeführt.2 Hierbei wird auf die Anerkennung von CCS-Lagerstätten außerhalb des EU-ETS eingegangen. An\r\ndieser Stelle werden jedoch die erforderlichen \"gleichwertigen Bedingungen\" nicht konkretisiert. Zur Planungssicherheit ist es notwendig, dass dabei auf die geltenden Bedingungen\r\ndeutlicher eingegangen wird.\r\n7 Anhang: Beispielberechnungen zu THG-Einsparungen\r\nAnmerkung zu den Berechnungen:\r\nZur Verdeutlichung der oben ausgeführten Anmerkungen und Forderungen folgen Beispielrechnungen zur THG-Einsparung durch kohlenstoffarme Brennstoffe. Die Berechnungen erheben\r\nkeinen Anspruch auf Allgemeingültigkeit und basieren u.a. auf Annahmen zur Entwicklung des\r\nStrommixes. Die Energiedaten und Stoffströme beruhen auf DVGW-Studie \"Roadmap Gas\r\n2050\" von Mai 2022: \"Bewertung von alternativen Verfahren zur Bereitstellung von grünem und blauem H2\". Die BDEW-Berechnungen variieren Vorkettenemissionen, den Emissionsfaktor des Strommixes und weitere Prozessparameter zur Illustration der Bedeutung von verschiedenen Annahmen und Standardwerten.\r\nDie Berechnungen erfolgen heizwertbezogen. Für Wasserstoff wird ein Heizwert von 120\r\nMJ/kg bzw. 33,33 kWh/kg angenommen.\r\nDie Berechnungen zeigen auf, dass es bei verschiedenen Herstellungsformen von kohlenstoffarmem Wasserstoff teilweise unmöglich ist, in absehbarer Zeit die 70%-THG-Einsparung einzuhalten.\r\n2 Zum Thema Carbon Management hat der BDEW ein aktualisiertes Positionspapier veröffentlicht.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 13\r\n70% Einsparung Einheit\r\nkWh\r\nH2 kg H2 Emission g CO2/kg H2 g CO2eq/MJ H2 g CO2/kWh H2\r\nErdgas kWh g CO2/kWh Eg 0 0,0 0,0\r\nWasser kg 0,4 14 1 g CO2/kg H2O 9,8 0,1 0,3\r\nStrommix für 70%\r\nEinsparung\r\nStrom Prozess kWh 1,4 47,6 70 g CO2/kWhel 3333 27,8 100,0\r\nStrommix für 70%\r\nEinsparung\r\nStrom Einspeisung kWh 0,0 1,3 70 g CO2/kWhel 93 0,8 2,8\r\nStrommix für 70%\r\nEinsparung\r\nTransport/\r\nSpeicher kg CO2 CCS 0 0,0 0,0\r\nEmission direkt kg CO2 0 0,0 0,0\r\nWasserstoff kWh 1 33,33 3436,1 28,6 103,1\r\nReferenz\r\ng\r\nCO2eq/MJ 94\r\nTHG-Einsparung Min 70% 70%\r\nWasserstoff\r\nUmrechnung 1 120 33,33\r\nTabelle 1: Wasserelektrolyse im Inland: Notwendiger Emissionsfaktor erst ca. 2035 erreicht.\r\nWasserelektrolyse (Inland)\r\n• Für den Elektrolyseprozess wird ein Wirkungsgrad von 70 Prozent bezogen auf den\r\nStrominput angenommen.\r\n• Neben dem Strominput für die Elektrolyse wird auch der Energieaufwand für die Wasseraufbereitung und die Abwasserreinigung sowie für die Einspeisung des Wasserstoffs\r\nin ein Pipelinenetz berücksichtigt. Unter dem Begriff „Einspeisung“ ist der direkte\r\nStromeinsatz zur Wasserelektrolyse gemeint, der Begriff „Prozess“ schließt den\r\nStromeinsatz zur Durchführung der Prozesse entlang der Herstellung ein, der nicht zum\r\nInput für die direkte Elektrolyse verwendet wird.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 13\r\n• Im Berechnungsszenario wird der erforderliche Emissionsfaktor für den Strommix zum\r\nErreichen von 70 Prozent Treibhausgaseinsparung für den Strombezug betrachtet: Der\r\nEmissionsfaktor des Strombezugs darf maximal 70 g CO2eq/kWhel betragen. Ein solcher\r\nWert wird nach dem aktuellen Projektionsbericht der Bundesregierung frühestens ab\r\ndem Jahr 2035 sicher erreicht.\r\nDelegated Act Einheit kWh H2 kg H2 Emission\r\ng CO2/kg\r\nH2\r\ng CO2eq/MJ\r\nH2\r\ng\r\nCO2/kWh\r\nErdgas kWh 1,5 49,8 38 g CO2/kWh Eg 1874 15,6 56,2 Standardwert DA EU-Gas-Mix\r\nWasser kg 0,2 5,6 4 g CO2/kg H2O 23,0832 0,2 0,7 Standardwert DA für DE 2022\r\nStrom Prozess kWh 0,03 0,95 412 g CO2/kWhel 392 3,3 11,7 Standardwert DA für DE 2022\r\nStrom\r\nAbscheidung kWh 0,03 1 412 g CO2/kWhel 412 3,4 12,4 Standardwert DA für DE 2022\r\nTransport/\r\nSpeicher kg CO2 CCS 0,25 8,3 0,035\r\nkg CO2eq/kg\r\nCO2 CCS 292 2,4 8,8 DVGW\r\nEmission direkt kg CO2 0,03 0,9 90% Abscheidung 926 7,7 27,8 DVGW\r\nWasserstoff kWh 1 33,33 3918,2 32,7 117,6\r\nReferenz g CO2eq/MJ 94\r\nTHGEinsparung Min 70% 65%\r\nWasserstoff\r\nUmrechnung 1 120 33,33\r\nTabelle 2: Dampfreformierung: Mit Standardwerten kann die THG-Einsparung nicht erreicht\r\nwerden.\r\nDampfreformierung\r\n• Der Erdgasverbrauch des Dampfreformers (stofflich und energetisch) wird gemäß\r\nDVGW-Studie mit 1,5 kWh Erdgas/kWh Wasserstoff angenommen.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 13\r\n• Für die Dampfreformierung wird der Strombedarf für die Wasseraufbereitung (stöchiometrischer Wasserbedarf), der Hilfsstrombedarf des Dampfreformers und der Strombedarf für die CO2-Abscheidung (90 Prozent Abscheidegrad) berücksichtigt.\r\n• Die CO2-Emissionen aus Transport und langfristiger Einspeisung werden aus der\r\nDVGW-Studie entnommen und pauschal mit 0,035 kg CO2eq/kg CO2 (CCS) angesetzt.\r\n• Im Berechnungsszenario wird der EU-Standardwert für die Erdgas-Vorkette und der\r\ndeutsche Strommix 2022 (Standardwert des Delegierten Rechtsakts) für den Strombezug betrachtet: Die THG-Minderung von 70 Prozent wird nicht erreicht.\r\nDelegated Act Einheit kWh H2 kg H2 Emission g CO2/kg H2\r\ng CO2eq/MJ\r\nH2\r\ng CO2/kWh\r\nH2\r\nErdgas kWh 1,7 56,9 38 g CO2/kWh Eg 2142 17,9 64,3\r\nStandardwert DA EUGas-Mix\r\nWasser kg 0,0 0 4 g CO2/kg H2O 0 0,0 0,0\r\nStandardwert DA für DE\r\n2022\r\nStrom Prozess kWh 0,3 9,65 412 g CO2/kWhel 3978 33,1 119,3\r\nStandardwert DA für DE\r\n2022\r\nStrom\r\nAbscheidung kWh 0,0 0 412 g CO2/kWhel 0 0,0 0,0\r\nStandardwert DA für DE\r\n2022\r\nTransport/\r\nSpeicher\r\nkg CO2\r\nCCS 0,035\r\nkg CO2eq/kg CO2\r\nCCS 0 0,0 0,0 90 g C pro kWh H2\r\nEmission direkt kg CO2 0,00 0,1 0% Abscheidung 100 0,8 3,0 DVGW\r\nWasserstoff kWh 1 33,33 6219,9 51,8 186,6\r\nReferenz\r\ng\r\nCO2eq/MJ 94\r\nTHG-Einsparung Min 70% 45%\r\nWasserstoff\r\nUmrechnung 1 120 33,33\r\nTabelle 3: Erdgas-Pyrolyse: Benötigt projektspezifische Werte für Gasvorkette und Strom.\r\nDelegierter Rechtsakt über die Methodik zur Bewertung von Treibhausgaseinsparungen durch kohlenstoffarme Brennstoffe\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 13\r\nPyrolyse\r\n• Der Erdgasverbrauch der Pyrolyse (stofflich und energetisch) wird gemäß DVGW-Studie mit 1,7 kWh Erdgas/kWh Wasserstoff angenommen.\r\n• Für den Strombedarf der Erdgas-Pyrolyse wird ein Wert von 0,3 kWhel/kWhH2 angenommen.\r\n• Es wird davon ausgegangen, dass der im Pyrolyseprozess abgetrennte Kohlenstoff\r\nnicht mit potenziellen Brennstoffemissionen belastet wird.\r\n• Im Berechnungsszenario wird der EU-Standardwert für die Erdgas-Vorkette und der\r\ndeutsche Strommix 2022 (Standardwert des delegierten Rechtsakts) für den Strombezug betrachtet: Die THG-Minderung von 70 Prozent wird bei Weitem nicht erreicht.\r\nAnsprechpartner\r\nLukas Karl\r\nGeschäftsbereich EU-Vertretung\r\n+32 2774 51-16\r\nlukas.karl@bdew.de\r\nJannis Speckmann\r\nAbteilung Transformation der Gaswirtschaft,\r\nklimaneutrale Gase und Versorgungssicherheit\r\n+49 30 300 199-1252\r\njannis.speckmann@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, über\r\n90 Prozent des Erdgasabsatzes, über 95 Prozent der Energienetze sowie 80 Prozent der Trinkwasser-Förderung und rund ein\r\nDrittel der Abwasser-Entsorgung in Deutschland.\r\nDer BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung\r\nsowie im europäischen Transparenzregister für die Interessenvertretung gegenüber den EU-Institutionen eingetragen. Bei der\r\nInteressenvertretung legt er neben dem anerkannten Verhaltenskodex nach § 5 Absatz 3 Satz 1 LobbyRG, dem Verhaltenskodex nach dem Register der Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne\r\neiner professionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nDer BDEW setzt sich seit Ende 2022 für die kurzfristige Einführung eines Instruments ein, das\r\nausreichend Sicherheit für Investitionen in neue steuerbare und H2-ready Kraftwerke schafft.\r\nBerlin, 28. November 2024\r\nStellungnahme\r\nZum Referentenentwurf des\r\nKWSG\r\nVersion: 1\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 33\r\nInhalt\r\n1 BDEW-Bewertung des KWSG ..................................................................... 4\r\n2 Diskussion der Vorbemerkung und Beantwortung der nachgereichten\r\nFragen ....................................................................................................... 8\r\n2.1 Diskussion der Vorbemerkung des BMWK zum Referentenentwurf des\r\nKWSG ..................................................................................................... 8\r\n2.2 Bivalenter Betrieb in der ersten Säule (Betrieb mit Gas oder\r\nWasserstoff, wobei die 800 geförderten Stunden Wasserstoffbetrieb\r\npro Jahr für die Dauer der Förderung abgefahren werden müssen) .... 9\r\n2.3 Umstiegsdatum in der ersten Säule .................................................... 11\r\n2.4 Abschöpfung ........................................................................................ 13\r\n2.5 Dekarbonisierungsanforderungen in der zweiten Säule ..................... 14\r\n3 Artikel 1 Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für auf Wasserstoff\r\numrüstbare Kraftwerke, Wasserstoffkraftwerke, Langzeitstromspeicher\r\nund neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit\r\n(KraftwerkeausschreibungsG – KraftAusG) ............................................... 15\r\n3.1 § 2 Begriffsbestimmungen .................................................................. 15\r\n3.2 § 5 Standorte der Anlagen ................................................................... 18\r\n3.3 § 6 Vorgaben zum Betrieb der Anlagen .............................................. 19\r\n3.4 § 7 Technische Anforderungen an die Anlagen i.V.m. Anlage 1 ......... 20\r\n3.5 § 8 Gebotstermine und Ausschreibungsvolumen ............................... 20\r\n3.6 §§ 9 und 10 Anpassung des Ausschreibungsvolumens und\r\nMengensteuerung bei Unterzeichnung .............................................. 21\r\n3.7 § 13 Höchstwerte für die verschiedenen Ausschreibungen ............... 21\r\n3.8 § 15 Angaben in den Geboten ............................................................. 22\r\n3.9 § 17 Eigenerklärung bei Gebotsabgabe ............................................... 22\r\n3.10 § 19 Höhe der Sicherheitsleistung ....................................................... 22\r\n3.11 § 20 Südbonus ..................................................................................... 23\r\n3.12 § 27 Zulassung ..................................................................................... 24\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 33\r\n3.13 §§ 33 und 35 Wasserstoffprämie und Brennstoffausgleich ................ 24\r\n3.14 § 36 i.V. mit Anlage 5 (Übererlösabschöpfung) .................................. 26\r\n3.15 § 37 Rückzahlungspflicht ..................................................................... 26\r\n3.16 § 38 Abschlagszahlungen..................................................................... 26\r\n3.17 § 43 Netzbetreiber ............................................................................... 26\r\n3.18 § 53 Pönalen ........................................................................................ 27\r\n3.19 § 56 Evaluierung .................................................................................. 27\r\n3.20 Anlage 4: Höhe des Brennstoffausgleichs ........................................... 27\r\n3.21 Anhang 5: Übererlösabschöpfung ....................................................... 28\r\n4 Artikel 2 Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ........................... 28\r\n5 Artikel 3 Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes ......................... 28\r\n5.1 §§ 6, 18 und 22 Verlängerung der zeitlichen Geltungsdauer des KWKGesetzes ............................................................................................... 28\r\n5.2 § 2 KWKG Begriffsbestimmungen ....................................................... 29\r\n5.3 § 6 KWKG Zuschlagberechtigte neue, modernisierte oder\r\nnachgerüstete KWK-Anlagen - weitere Änderungen .......................... 29\r\n5.4 § 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen ....... 30\r\n5.5 § 35 KWKG Übergangsbestimmungen ................................................ 31\r\n5.6 Ausblick: Strategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025\r\nnotwendig ............................................................................................ 31\r\n6 Artikel 5 Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes .............................. 32\r\n7 Artikel 6 Änderung der BAFA Besondere Gebührenverordnung ................ 33\r\n8 Artikel 7 Änderungen der Besondere Gebührenverordnung BNetzA ......... 33\r\n9 Artikel 8 Beihilferechtlicher Vorbehalt ..................................................... 33\r\n10 Artikel 9 Inkrafttreten .............................................................................. 33\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 33\r\n1 BDEW-Bewertung des KWSG\r\nDer BDEW setzt sich für die kurzfristige Einführung eines Instruments ein, das ausreichend Sicherheit für Investitionen in neue steuerbare und H2-ready Kraftwerke schafft. Daher begrüßt\r\nder BDEW die endlich erfolgte Konsultation des BMWK zum geplanten KWSG, das noch in\r\nQ2/2025 erste Ausschreibungen realisieren soll. Essenziell ist es jetzt, dass sich die Bundesregierung und auch die Oppositionsparteien für eine schnellstmögliche Umsetzung einsetzen, an\r\ndie der BDEW jedoch klare Bedingungen knüpft.\r\nProblematik\r\nEin Kraftwerksneubau ist ein komplexes Unterfangen, das immer mit Risiken behaftet ist. Spätestens seit dem Beginn des Angriffskrieges von Russland gegen die Ukraine hat sich diese Situation, u.a. durch Schwierigkeiten in den Lieferketten bei Komponenten für den Energiesektor, grundsätzlich verschärft.\r\nDie bislang angedachten Regelungen vor allem für H2-ready-Kraftwerke sind immer noch mit\r\nso hohen Risiken behaftet, dass daraus aktuell eine „investive Unmöglichkeit“ folgt. Dabei sind\r\ndie H2-Kraftwerke neben der zentralen Bedeutung für das Stromsystem auch wichtig für den\r\nH2-Hochlauf in Deutschland, weil H2-Kraftwerke, neben der Industrie, wichtige Nachfrager\r\nnach Wasserstoff sind. Die geplante Förderung soll zudem die nötige Entwicklung bei Wasserstoff-Technologien voranbringen.\r\nFür die erste Säule des vorliegenden KWSG ist vor allem entscheidend, dass die Förderbedingungen so geändert werden, dass damit die Investitionen von Aufsichtsräten freigegeben und\r\nvon Banken als finanzierungsfähig eingestuft werden können. Momentan verhindern insbesondere die hohen Risiken und die drohenden Konsequenzen bei Nichterfüllung der Vorgaben\r\ndie Bankability. Zu den hohen Risiken gehören nicht ausreichende Wasserstoffverfügbarkeit,\r\nVerzögerungen in der Technologieentwicklung bei H2-Turbinen oder der Aufbau der H2-Infrastruktur sowie zu knappe Realisierungszeiträume. Eine vollständige Rückzahlung der Förderung bzw. Einbehaltung der Sicherheitsleistung wären die Folge.\r\nSo ist derzeit noch nicht absehbar, mit welchem H2-Anteil neue Turbinen bis zum Umstellungszeitpunkt (8. Jahr nach Inbetriebnahme) technisch umgehen können. In der avisierten\r\nGrößenordnung von mehreren hundert Megawatt elektrischer Leistung existiert derzeit noch\r\nkeine 100 % Wasserstoffanlage im Betrieb. Eine Lösung, die technisch noch nicht existiert, zu\r\npönalisieren, steht einer notwendigen Investitionssicherheit für die Unternehmen entgegen.\r\nAußerdem weist der BDEW nachdrücklich darauf hin, dass die erfolgreiche Umstellung auf\r\nWasserstoff von der Verfügbarkeit ausreichender H2-Mengen, der Anschlussleitungen und\r\nauch der notwendigen H2-Speicherkapazitäten für die Kraftwerke abhängt.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 33\r\nForderungen 1. Säule\r\nIn der ersten Säule muss eine deutliche Entschärfung derjenigen Risiken erfolgen, die nicht\r\noder nur teilweise von den Kraftwerksbetreibern beeinflusst werden können. Um diese Risiken im Ausschreibungsdesign zu adressieren und Investitionen zu ermöglichen, sind zentrale\r\nForderungen des BDEW, dass der Höchstpreis frühzeitig bekanntgegeben wird und er einen\r\nangemessenen Risikoaufschlag durch den Bietenden berücksichtigt. Gleichzeitig muss die prohibitive Höhe der Pönalen nach Beeinflussbarkeit differenziert und auf ein praktikables Maß\r\nreduziert werden. Darüber hinaus besteht ein besonderes Risiko für kommunale Unternehmen, weil zusätzliche Sicherheiten für die Finanzierung der Investitionen benötigt werden.\r\nUmso wichtiger sind somit angemessene Investitionsbedingungen für alle Unternehmen.\r\nWeitere konkrete Forderungen des BDEW in der 1. Säule sind die Folgenden:\r\n› Neuanlagendefinition: Nach der jetzigen Definition darf eine Neuanlage nicht an einem bestehenden Standort errichtet werden, an dem bereits zuvor eine Stromerzeugungsanlage\r\nbetrieben wurde, welche „gasförmige Brennstoffe“ in den letzten 5 Jahren als Hauptbrennstoff genutzt hat. Den Neubau an bestehenden Kraftwerksstandorten mit Gaskraftwerken\r\nzu verhindern, auch wenn diese ggf. an Standorten mit mehreren Brennstoffen nur einen\r\nkleinen Anteil an der Gesamterzeugung haben, schließt allerdings aus umwelt- u. naturschutzfachlicher Sicht gut geeignete Standorte aus. Auch spielt der Faktor Zeit eine große\r\nRolle, weil „Neuerschließungen“ viel zeitintensiver sind als Projekte an existierenden Kraftwerksstandorten mit bestehender Infrastruktur. Auf die genannte Anforderung an Anlagenstandorte für Neuanlagen ist zu verzichten. Die Definition sollte daher dringend um neue\r\nBlöcke an bestehenden Gaskraftwerksstandorten erweitert werden.\r\n› Anforderungen Modernisierung: Die in § 2 Nr. 44 des RefE geforderte Effizienzsteigerung\r\nvon der Alt- zur modernisierten Anlage in Höhe von 15 Prozentpunkten ist in den allermeisten Fällen nicht erreichbar, da Gasturbinen eine weit entwickelte Technologie sind und somit nur noch inkrementelle Effizienzsteigerungen erreicht werden können. Auch ist die\r\nMindestinvestitionstiefe für eine Modernisierung von 70 % der Kosten einer adäquaten\r\nNeuanlage zu hoch gegriffen und erschwert die Erschließung von Projekten zusätzlich. Der\r\nBDEW fordert eine Absenkung der Mindestinvestitionstiefe auf 50 %.\r\n› Südbonus: Bei der Ausgestaltung des Südbonus ist zu beachten, dass maximal 2/3 der Gebotsmenge den Bonus erhalten, sodass bei jeder Ausschreibungsrunde auch Gebote aus\r\ndem „netztechnischen Norden“ wettbewerblich bezuschlagt werden können.\r\n› Systemanforderung: Aus Perspektive der Kraftwerksbetreiber sind die technischen Anforderungen an die Kraftwerksanlagen sehr hoch. So handelt es sich bei dem geforderten Phasenschieberbetrieb (für die Erbringung von Momentanreserve und Blindleistung) um eine\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 33\r\nbisher selten implementierte Betriebsweise, die teilweise technisches Neuland darstellt\r\nund in jedem Fall eine starke Abweichung vom heutigen Standard der Anlagenbauer darstellt. Anpassungen der Projektplanung an die jetzigen Systemanforderungen können zu\r\nsignifikanten Zeitverzögerungen und Mehrkosten in der Realisierung führen.\r\nAus Netzbetreiberperspektive sind die Mindestanforderungen für die Erbringung von Systemdienstleistungen (SDL) technisch umsetzbar und verfügbar, wenn auch nicht für alle Anlagenarten. Es sollte den Kraftwerksbetreibern frei sein, die technischen Anforderungen\r\numzusetzen, auf eine Weise, die ihnen am ehesten geeignet scheint. Das KWSG sollte aber\r\nzu zusätzlichen Möglichkeiten der Bereitstellung von Systemdienstleistungen führen.\r\nDie übergreifenden Regelungen der Mindestanforderungen sind dabei abhängig von einer\r\nVielzahl von Einflussfaktoren, welche aus BDEW-Sicht in Abstimmung aller beteiligten Stakeholder dringend näher bestimmt werden müssen, um den notwendigen und in den kommenden Jahren steigenden Bedarf an SDL für das Stromnetz angemessen zu berücksichtigen. Insbesondere zu beachten ist dabei u.a.:\r\no Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen innerhalb der Ausschreibung.\r\no Es werden keine Anlagengebote aus der Auktion ausgeschlossen und Verzögerungen für Kraftwerksprojekte werden möglichst geringgehalten.\r\no Die Anforderungen an die Kraftwerksbetreiber sind technologisch umsetzbar\r\nund verfolgen das Ziel, dass die Anforderungen an den Bedarf an SDL standortbezogen angemessen sind.\r\no Der von den ÜNB genannte Bedarf muss vom Kraftwerksbetreiber bereitgestellt werden. Den Kraftwerksbetreibern steht es frei, die Umsetzung auf einer\r\nWeise zu erfüllen, die ihnen am ehesten geeignet scheint, ohne dabei Standorte für den Bau neuer Kraftwerke zu blockieren.\r\n› Sicherheitszahlung: Die geforderte Sicherheitsleistung in Höhe von 150 Euro/Kilowatt (kW)\r\nbelastet die Kreditlinie des Unternehmens und würde, z.B. bei einem 400 MW-Kraftwerk,\r\n60 Mio. Euro betragen. Der BDEW fordert eine deutliche Reduktion der Sicherheitsleistung,\r\num die Teilnahme möglichst vieler Marktakteure an den Ausschreibungen zu ermöglichen.\r\n› Umstellung auf 100 % Wasserstoff: Nach 7 Jahren des möglichen Erdgasbetriebs wird spätestens ab dem 8. Betriebsjahr die Umstellung auf 100 % H2 gefordert. H2-Turbinen im\r\ngroßtechnischen Anlagenbereich für den Betrieb mit 100 % H2 sind Stand heute nicht bestellbar. Das Risiko der Brennstoffverfügbarkeit gepaart mit dem drohenden Verlust der\r\nsehr hohen Sicherheitsleistung sowie der Förderung stellt für eine Investitionsentscheidung\r\naktuell ein untragbares Risiko dar. Nach Umstieg auf 100 % H2 sollte die Option des bivalenten Betriebs jenseits der 800 geförderten Stunden zugelassen werden.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 33\r\nDarüber hinaus sind weitere Anpassungen in den Bereichen Fördersystematik, Clawbackmechanismus, CfD-Ausgestaltung und Wasserstoffanforderungen notwendig, um eine breite Teilnahme an den Ausschreibungen zu ermöglichen.\r\nForderungen zweite Säule\r\nFür die zweite Säule fordern wir ebenfalls die oben ausgeführten offenen Fragen rund um die\r\nSystemanforderungen und den Südbonus sowie der Kritikpunkte bzgl. der Sicherheitszahlung\r\nund der Pönale gleichermaßen. Darüber hinaus bestehen konkrete Forderungen für die Förderbedingungen und den Clawback. Aufgrund des niedrigeren Risikoprofils sind die Ausschreibungsbedingungen der zweiten Säule in der aktuellen Ausgestaltung attraktiver als die der\r\nersten Säule.\r\nAnpassungen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG)\r\nDer Entwurf des Kraftwerkssicherheitsgesetzes beinhaltet mehrere Regelungen zur Verlängerung des KWKG, welche dringend geboten sind und sehr schnell umgesetzt werden müssen.\r\nDa die Anpassungen des KWKG als eigener Artikel in dem Gesetzentwurf verortet sind und auf\r\nGrund der bewährten Struktur der KWK-Förderung mit den Änderungen keine Auswirkungen\r\nauf den Bundeshaushalt einhergehen, fordert der BDEW, den KWKG-Teil aus dem Gesetz herauszulösen und mit wenigen, jedoch dringenden Anpassungen (siehe unten zu Artikel 3) separat vom restlichen Kraftwerkssicherheitsgesetz in jedem Fall zu beschließen.\r\nFazit\r\nWichtig ist, dass bis zum Beginn der Ausschreibungen, die Risiken maßgeblich reduziert werden, um eine breite Beteiligung zu ermöglichen. Dies ist von Anfang an notwendig: Denn\r\nwenn die ersten Ausschreibungen unterzeichnet sind, muss nach den europäischen Beihilferechtsvorgaben das Ausschreibungsvolumen für weitere Ausschreibungen reduziert werden.\r\nDarüber hinaus muss die KWK-Technologie in den Ausschreibungen des KWSG angemessen\r\nberücksichtigt werden; wir verweisen hierzu auf die Ausführungen zu § 17 (S. 22). Die zusätzlichen Kapazitäten sind aus energiewirtschaftlicher Sicht für eine sichere Umsetzung des Kohleausstiegs zwingend erforderlich. Darüber hinaus ist die Bedeutung der ersten Säule für den\r\nHochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit Kraftwerken als zentrale Abnehmer des Wasserstoffs\r\nnochmals hervorzuheben. Zu diesen und weiteren Aspekten hat der BDEW mit seinen Mitgliedern in seiner Stellungnahme Vorschläge in die Konsultation des BMWK eingebracht, um die\r\noben genannten Risiken zu adressieren.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 33\r\n2 Diskussion der Vorbemerkung und Beantwortung der nachgereichten Fragen\r\n2.1 Diskussion der Vorbemerkung des BMWK zum Referentenentwurf des KWSG\r\n› „Aus Sicht des BMWK sind die Regelungen eilbedürftig, denn der Strommarkt benötigt\r\ndringend neue flexible Erzeugungskapazitäten. Die Energieministerinnen und Energieminister der Länder haben in ihrer „Brunsbütteler Erklärung“ am 8. November 2024 ebenfalls auf das nun nötige Tempo hingewiesen. Ziel ist eine Kabinettsbefassung am 4. Dezember 2024 und ein Abschluss des parlamentarischen Verfahrens noch in dieser Legislaturperiode“\r\nDer BDEW setzt sich für die kurzfristige Einführung eines Instruments ein, das ausreichend Sicherheit für Investitionen in neue steuerbare und H2-ready Kraftwerke schafft. Daher begrüßt\r\nder BDEW die endlich erfolgte Konsultation des BMWK zum geplanten KWSG, das noch in\r\nQ2/2025 erste Ausschreibungen realisieren soll. Essenziell ist es jetzt, dass sich die Bundesregierung und auch die Oppositionsparteien für eine schnellstmögliche Umsetzung einsetzen, an\r\ndie der BDEW jedoch Bedingungen knüpft.\r\nDer Kraftwerksneubau über die KWSG-Ausschreibungen ist daher nur ein erster Schritt. Neben\r\nder schnellen Umsetzung des KWSG, um Kapazitäten anzureizen, ist darüber hinaus ein massiver Zubau neuer Kapazitäten erforderlich. Hierfür ist dringend eine rasche Entscheidung über\r\ndie Einführung eines Kapazitätsmechanismus zu erreichen, damit dessen Implementierung\r\nzeitnah beginnen kann.\r\n› „Aufgrund der Rückmeldung aus der Konsultation hat das BMWK Änderungen am Konzept und entsprechend auch am Gesetzentwurf vorgenommen, z.B. bei den Sicherheitsleistungen, den Realisierungsfristen, der geforderten Effizienzsteigerung bei Modernisierungsvorhaben und der Nähe zum H2- Kernnetz. Zudem ist im Gesetz nun vorgesehen,\r\ndass der Südbonus nach den ersten Ausschreibungsrunden evaluiert wird“\r\nDer derzeitige Referentenentwurf des KWSG reflektiert die vorangegangene Diskussion innerhalb der Branche und im Rahmen der Konsultation. Wir sehen in dem Entwurf zwar kleinere\r\nVerbesserungen an einzelnen Stellschrauben, jedoch nicht bei den wesentlichen Kritikpunkten, die der BDEW im Vorfeldadressiert hatte. Dazu zählen zum Beispiel die den Betreibern\r\nauferlegten Risiken, der nicht erlaubte bivalente Betrieb, die Standortauswahl und noch offenen Fragen rund um die Systemanforderungen. Hinzu kommen sogar einzelne Verschlechterungen wie die verringerten Ausschreibungsvolumen und die Verpflichtung, bis zu einem noch\r\nnicht festgelegten Zeitpunkt die Anlage CO2-frei zu betreiben.\r\nWichtig ist, dass bis zum Beginn der Ausschreibungen, die Risiken maßgeblich reduziert werden, um eine breite Beteiligung zu ermöglichen. Dies ist von Anfang an notwendig und bislang\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 33\r\nnicht ausreichend erfolgt: Denn wenn die ersten Ausschreibungen unterzeichnet sind, muss\r\ndas Ausschreibungsvolumen für weitere Ausschreibungen reduziert werden. Die zusätzlichen\r\nKapazitäten sind aber aus energiewirtschaftlicher Sicht für eine sichere Umsetzung des Kohleausstiegs zwingend erforderlich. Darüber hinaus ist die Bedeutung der ersten Säule für den\r\nHochlauf der Wasserstoffwirtschaft mit Kraftwerken als zentrale Abnehmer des Wasserstoffs\r\nnochmals hervorzuheben.\r\n› „Einige weitere im Gesetzentwurf vorgesehene Regelungen sind noch in der Diskussion.\r\nDazu zählen beispielsweise die Möglichkeit eines bivalenten Betriebs, die konkrete Ausgestaltung des Umstiegsdatums in der ersten Säule sowie die technischen Anforderungen an die Kraftwerke. Diese Punkte werden im weiteren Verfahren mit der EU Kommission besprochen bzw. auf ihre technische Machbarkeit geprüft und ggf. entsprechend angepasst“\r\nAus Sicht des BDEW ist der Hinweis auf die Diskussion mit der Kommission zu den noch offenen Punkten viel zu vage, auch wenn die inhaltliche Ausarbeitung grundsätzlich richtig ist. Das\r\nZiel sollte eine schnellstmögliche Umsetzung des KWSG sein. Für dessen erfolgreiche Umsetzung ist es wichtig, aktuell nach wie vor enthaltene Risiken zu reduzieren.\r\nZwar sollte die Diskussion einzelner Elemente nicht dazu führen, dass sich die Umsetzung des\r\nKWSG weiter verzögert, jedoch enthält gegenüber der im September konsultierten Zusammenfassung des KWSG der vorliegende Referentenentwurf nur minimale Verbesserungen.\r\nAuch mit dieser vorliegenden Fassung des KWSG ist die Realisierung vieler bereits entwickelter Projekte aus ökonomischen, operativen und technischen Gründen weiterhin nicht möglich\r\noder für den Betreiber aufgrund der vorgegebenen kurzen Umsetzungsfristen und hohen\r\nPönalen zu riskant. Ohne deutliche Anpassungen im Gesetzesentwurf wird das KWSG den gewünschten Neubau und Wettbewerb bei den Auktionen voraussichtlich nicht in Gang setzen\r\noder verursacht unnötig hohe Kosten.\r\n2.2 Bivalenter Betrieb in der ersten Säule (Betrieb mit Gas oder Wasserstoff, wobei die 800\r\ngeförderten Stunden Wasserstoffbetrieb pro Jahr für die Dauer der Förderung abgefahren werden müssen)\r\nPrinzipiell sind zumindest bei BHKW beide Brennstoffe einsetzbar. Bisher gibt es noch kaum\r\nErfahrungswerte im Realbetrieb. Hierfür wären technische Anpassungen (wenn das Kraftwerk\r\nH2 ready ist), in der Peripherie, wie bspw. Zuleitungen etc. notwendig.\r\n› a) Welche technischen Anpassungen wären erforderlich, um einen flexiblen Wechsel\r\nzwischen den Kraftwerksbetrieb mit Erdgas oder mit Wasserstoff zu ermöglichen?\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 33\r\nDie Anlage muss auf die Wechsel des Brennstoffs im Betrieb ausgelegt sein, dies ist bei Neuanlagen grundsätzlich ohne prohibitiv hohen Aufwand möglich. Insbesondere das Verbrennungssystem der Gasturbine muss entsprechend ausgelegt werden, dies ist auch Teil der Entwicklung hin zur “100 % H2”-Fähigkeit auf Seiten der Gasturbinen-Hersteller.\r\nHilfreich wären separate Anschlüsse an das Erdgas- und das Wasserstoffnetz. Eine Mischstation könnte darüber hinaus einen graduellen Hochlauf des Wasserstoffanteils ermöglichen.\r\nDes Weiteren könnte es für die Startvorgänge auch längerfristig notwendig sein, Erdgas einzusetzen. Insbesondere bei nicht durchgehender Verfügbarkeit von großen Mengen an Wasserstoff oder schwankendem Wasserstoff-Angebot aus dem Netz (z.B. in der “Hochlauf-Phase”\r\ndes Wasserstoffnetzes) kann eine höchstmögliche Dekarbonisierung erreicht werden.\r\n› b) Welche Erfahrungen gibt es in der Branche hinsichtlich Effizienz & Zuverlässigkeit eines bivalenten Betriebs?\r\nDa bisher keine großen Gasturbinen im 100% Wasserstoff-Betrieb laufen, gibt es derzeit keine\r\nErfahrungen mit dem bivalenten Betrieb – insbesondere nicht mit dem Wechsel zwischen\r\n100% Wasserstoff und 100% Erdgas.\r\nDie Zufeuerung von Wasserstoff bei primärem Betrieb mit Erdgas ist jedoch bereits in verschiedenen Mischverhältnissen (bis ca. 50 %_vol) ohne nennenswerte Probleme getestet. Somit ist die grundsätzliche Funktionalität eines Betriebs insbesondere der Hilfsanlagen (“BoP”)\r\nsowohl mit Wasserstoff als auch Erdgas bereits erprobt. Sobald entsprechende Verbrennungssysteme der Gasturbine, die auch höhere Anteile von Wasserstoff zulassen, zur Verfügung stehen, sind für den bivalenten Betrieb keine prohibitiven Hindernisse zu erwarten.\r\nGrundsätzlich gehen die Hersteller davon aus, dass es bei hohen Wasserstoffanteilen zu einer\r\ngewissen Minderleistung/Effizienzverschlechterung der Turbinen kommen dürfte. Dies ist\r\naber unabhängig von der Ermöglichung des bivalenten Betriebs, sondern allein dem Brennstoff Wasserstoff geschuldet.\r\n› c) Welche wirtschaftlichen Auswirkungen sind von einem solchen Ansatz zu erwarten?\r\nInwiefern würde sich die Zulässigkeit des bivalenten Betriebs auf die jeweilige Investitionsentscheidung auswirken?\r\nInsbesondere in den frühen Jahren ist die Verstromung von Erdgas kostengünstiger als die\r\nVerstromung von H2. Vor allem effiziente Gas- und Dampfturbinenanlagen (GuD) mit hohen\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 33\r\nWirkungsgraden und damit geringen spezifischen Emissionen werden dadurch eingeschränkt.\r\nIm H2-Betrieb laufen diese Kraftwerke absehbar lediglich in den geförderten Stunden (800\r\nVBh p.a. für GuDs), im Erdgasbetrieb würden sie jedoch auf eine höhere Auslastung kommen.\r\nDie Möglichkeit des bivalenten Betriebs führt folglich zu einer höheren Auslastung der effizienten GuDs. Die Wirtschaftlichkeit dieser Anlagen steigt dadurch, was wiederum die Gebote\r\nund damit den notwendigen Förderbedarf senkt.\r\n› d) Welche Rolle könnte ein bivalenter Betrieb aus systemischer Sicht (Versorgungssicherheit) spielen?\r\nEin bivalenter Betrieb hätte dann positive Auswirkung auf die Versorgungssicherheit, wenn es\r\nnicht ausreichend verfügbaren H2 gibt. Insbesondere in Verbindung mit einem möglichen\r\nMischbetrieb könnte auch die Versorgungssicherheit im Wasserstoff-Netz erhöht werden\r\n(“Ausregelung” von Lastschwankungen, insbes. in der Aufbau-/Übergangsphase des Wasserstoffnetzes). Des Weiteren senkt der bivalente Betrieb in jedem Fall die Strompreise und das\r\nbenötigte Fördervolumen, da wirtschaftlich sinnvolle Stromerzeugung aus Erdgas ermöglicht\r\nwird.\r\n› e) Welchen Effekt auf die Dekarbonisierungsziele hätte die Zulässigkeit eines bivalenten\r\nBetriebs?\r\nDer bivalente Betrieb würde die CO2-Emissionen der deutschen Stromerzeugung senken, da\r\nohne bivalenten Betrieb ältere Gasanlagen mit niedrigeren Wirkungsgraden (und damit spezifisch höheren CO2-Emissionen) zum Einsatz kämen.\r\nZahlenbeispiel: Neue, effiziente GuD Anlagen haben Wirkungsgrade von ca. 62%. Derzeit zu\r\nSpitzenzeiten benötigte offene Gasturbinenanlagen haben Wirkungsgrade von z.T. deutlich\r\nunter 40%. Der Einsatz einer GuD im Erdgasbetrieb führt also bei Verdrängung der Altanlage\r\nzu einer CO2-Reduktion in der Größenordnung von 40%. Sollte die effiziente Neuanlage heute\r\nnoch im Netz befindliche Steinkohle-Anlagen ersetzen, so beträgt die Reduktion sogar ca.\r\n80%, bei Braunkohleersatz noch höher.\r\nIm Übrigen führt der bivalente Betrieb auch nicht zu einem Anstieg der Treibhausgasemissionen in der EU, da der EU Emissionshandel die insgesamt ausgestoßene CO2-Menge wirksam\r\nbegrenzt.\r\n2.3 Umstiegsdatum in der ersten Säule\r\n› a) Welche Herausforderungen und Risiken stellen sich bei einem Umstieg auf Wasserstoff sieben Jahre nach Inbetriebnahme des Kraftwerks?\r\nDie Festlegung eines festen Umstiegsdatums auf 100% H2 in Kombination mit dem Verbot des\r\nbivalenten Betriebs, der Mindesterzeugungsverpflichtung und den vorgesehenen Pönalen\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 33\r\n(ohne Berücksichtigung, wer die Verzögerungen zu vertreten hat) stellt die Investierbarkeit in\r\nFrage. Konkret gibt es Stand heute zwei durch den Betreiber nicht mitigierbare Hauptrisiken:\r\n1. Technische Möglichkeit zur Verstromung von 100% H2: Aktuell garantiert kein Anlagenbauer eine 100%ige H2-Verstromung großer und eƯizienter Anlagen.\r\nLösung: In Abstimmung mit den OEMs sollte ein realistischer Mindestanteil für den H2-Betrieb\r\nunter Berücksichtigung der Startvorgänge und des sicheren Betriebs festgelegt werden.\r\n2. Verfügbarkeit von H2: Die Kraftwerksbetreiber sind verpflichtet, mindestens 200\r\nVBh p.a. / 800 VBh in den ersten 4 Jahren Strom mit H2 zu produzieren. Ob ausreichend H2 im Netz verfügbar ist, kann heute noch nicht abgesehen werden und ist\r\nvom Kraftwerksbetreiber nicht beeinflussbar.\r\nLösung: Wenn der Betreiber die Gründe, weshalb der Betrieb auf Wasserstoff nicht möglich\r\nist, nicht zu vertreten hat, sollten die Mindestanforderungen entfallen und die Förderung erhalten bleiben.\r\nAlternativ benötigte es eine umfangreiche Risikoübernahme des Staates für den Fall, dass der\r\nBetreiber unverschuldet mit einer Nichtverfügbarkeit von Wasserstoff umzugehen hat, um\r\ntatsächlich bereits heute die gewünschten Investitionen in H2-ready Kraftwerke im erforderlichen Maße auszulösen. Im Falle einer vom Betreiber nicht beeinflussbaren oder unverschuldeten Nicht-Verfügbarkeit des Kernnetzanschlusses oder ausreichender H2-Mengen, müssten\r\ndie Kraftwerke auch nach 2035 weiterhin auf Erdgasbasis betrieben werden können.\r\n› b) Wie würden Sie es bewerten, wenn der Umstiegszeitpunkt nicht an die Inbetriebnahme, sondern den Zuschlag geknüpft würde?\r\nBegrüßenswert, da so eine schnellere Projektrealisierung beanreizt würde. So könnte die Anlage im Fall einer frühzeitigen Projektrealisierung länger mit Erdgas betrieben werden, was die\r\nWirtschaftlichkeit erhöhen und das Fördervolumen senken würde. Der Umstellungszeitpunkt\r\nauf H2 sollte daher an das Zuschlagsdatum (14. Jahr nach Zuschlag) anstelle des IBN-Datums\r\ngeknüpft werden.\r\n› c) Welchen Einfluss hat dies auf die Wirtschaftlichkeit der Kraftwerke?\r\nInsbesondere in den frühen Jahren ist die Verstromung von Erdgas kostengünstiger als die\r\nVerstromung von H2. Die Wirtschaftlichkeit einer Anlage steigt daher, wenn der Zeitraum, in\r\nder Erdgas genutzt werden darf, länger ist.\r\nEine Knüpfung des Umstellungsdatums an die IBN, so wie heute vorgesehen, würde die Wirtschaftlichkeit bei einer frühzeitigen IBN sogar reduzieren, da mit im Zeitverlauf sinkenden H2-\r\nKosten zu rechnen ist und auch das Risiko der Wasserstoff-Nichtverfügbarkeit höher ist.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 33\r\n› d) Ist eine schnellere Inbetriebnahme realistischerweise umsetzbar?\r\nDas hängt vom Entwicklungsstand und den Standortbedingungen der Projekte ab. Besonders\r\nwichtig ist es daher, gute Standorte nicht an einer Teilnahme zu hindern. Insbesondere sollten\r\nKraftwerksstandorte mit Hauptenergieträger Erdgas, die üblicherweise am besten in das Erdgas- und das zukünftige H2-Netz eingebunden sind, nicht ausgeschlossen werden. Zudem verzögern zusätzliche technische Anforderungen, wie z.B. die verpflichtende Fähigkeit der Anlage\r\nzum Phasenschieberbetrieb, die Projekte erheblich.\r\nHerausforderungen bei Einhaltung der Realisierungsfristen sind insbesondere momentan Lieferzeiträume und -ketten sowieso schon angespannt. Durch F-Gase-Verordnung und Net Zero\r\nIndustry Act, wird dies noch weiter zunehmen.\r\nEbenso sind hier die entsprechenden Behörden zu berücksichtigen, die bei den Genehmigungen etc. involviert sein werden. Die Zeitbedarfe zur Erlangung notwendiger Genehmigungen,\r\nPrüfbescheinigungen etc. ziehen sich oft über (mehrere) Jahre. Sofern hier keine Straffung erfolgt, kann der Anlagenbetreiber nicht wirklich von einer schnelleren Inbetriebnahme ausgehen.\r\nAuch bei Änderungen von BImsch-Anlagen, bestehen erhebliche Antrags-, Genehmigungs- und\r\nDokumentationspflichten, so dass hier keine wesentliche Beschleunigung – im Vergleich zu\r\nNeuanlagen – zu erwarten ist.\r\n› e) Welchen Einfluss hat das auf die Gebote?\r\nEin längerer Erdgasbetrieb, insbesondere in den frühen Jahren, erhöht die Wirtschaftlichkeit\r\nund senkt damit die Gebote und in Folge den notwendigen Förderbedarf.\r\n› f) Welchen zeitlichen Horizont halten Sie für den Gasbetrieb für erforderlich, um Wirtschaftlichkeit der Anlage und Dekarbonisierungsziele miteinander in Einklang zu bringen, wobei zu berücksichtigen ist, dass die max. Capex-Förderung (80% einer Referenzanlage) bei längerem Gasbetrieb unter Umständen angepasst werden müsste?\r\nEin längerer Erdgasbetrieb kollidiert nicht mit den Dekarbonisierungszielen auf EU-Ebene, da\r\ndas EU-ETS die Obergrenze der Treibhausgasemissionen vorgibt. Darüber hinaus gilt der Zusammenhang aus e).\r\n2.4 Abschöpfung\r\n› a) Sehen Sie durch die Einführung von Abschöpfungsmechanismen in der dargestellten\r\nForm insbes. die Gefahr von Verzerrungen auf den Spot- oder Terminmarkt oder darüber hinaus?\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 33\r\nAuf eine Einführung eines Clawbacks sollte verzichtet werden. Wenn ein Verzicht aufgrund europäischer Vorgaben nicht in Frage kommt, sind die in der Stellungnahme aufgeführten\r\nPunkte zu beachten. Die Abschöpfungsmechanismen erhöhen letztlich nur die Gebote und erhöhen die Komplexität. Die vorgeschlagenen Mechanismen führen jedoch bei dem vorgeschlagenen hohen und dynamisierten Strikepreis nicht zu Verzerrungen an den Spot- und Terminmärkten\r\nEs könnten sich „sprungartige“ Verhaltensweisen einstellen, sofern die Mengenregelungen erreicht werden. Ob dies einen signifikanten Einfluss auf den Spotmarkt ergibt, wird von der allgemeinen Angebotssituation etc. abhängig sein.\r\n› b) Wie wirkt die Einführung von produktionsabhängigen und/oder produktionsunabhängigen Abschöpfungsmechanismen auf die Investitionsentscheidung einerseits und\r\ndie Einsatzentscheidung andererseits?\r\nDie vorgestellten Mechanismen werden keine Auswirkungen auf die Einsatzentscheidung haben. Der produktionsabhängige Abschöpfungsmechanismus verursacht aber deutlich mehr\r\nbürokratischen Aufwand. Beide Mechanismen werden die KWSG-Gebote erhöhen.\r\n› c) Wie würde sich eine produktionsunabhängige Abschöpfung auf die Wirtschaftlichkeit\r\nund den Betrieb von Sprinterkraftwerken und auf Wasserstoff umrüstbaren Kraftwerke\r\nauswirken, insbesondere in Hinblick auf Investitionsanreize, Betriebskosten und die\r\nlangfristige Wettbewerbsfähigkeit im Energiemarkt?\r\nDie Wirtschaftlichkeit wäre schlechter als ohne Abschöpfungsmechanismus, was zu höheren\r\nGeboten in der KWSG führt. Kraftwerksbetreiber werden die erwartete Abschöpfung und das\r\nNichtverfügbarkeitsrisiko zum Zeitpunkt der Abschöpfung bei den Geboten in der KWSG berücksichtigen. Eine erzeugungsabhängige Abschöpfung kann ex-post zu enormen bürokratischen Aufwendungen führen (siehe Umsetzung der Strom- und Gaspreisbremsen).\r\n2.5 Dekarbonisierungsanforderungen in der zweiten Säule\r\n› a) Welche Auswirkungen hat die Vorgabe eines konkreten Dekarbonisierungsdatums\r\nfür die Anlagen in der zweiten Säule?\r\nDies erhöht das Risiko für die Kraftwerksbetreiber und mindert ggf. eine Investitionsentscheidung. Das gewählte Datum sollte im Einklang mit nationalen und europäischen Klimazielen\r\nsein. Es ist davon auszugehen, dass der steigende CO2-Preis und der europäische Zertifikatehandel die Dekarbonisierung der Kraftwerke anreizt.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 33\r\n› b) Welche Alternativen gäbe es, um gleichermaßen einen Dekarbonisierungspfad der\r\nAnlagen in der zweiten Säule abzusichern und die Anforderungen der Leitlinien für\r\nstaatliche Klima-, Umwelt- und Energiebeihilfen 2022 einzuhalten?\r\n3 Artikel 1: Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke, Wasserstoffkraftwerke, Langzeitstromspeicher und neue Stromerzeugungskapazitäten zur Versorgungssicherheit (KraftwerkeausschreibungsG –\r\nKraftAusG)\r\n3.1 § 2 Begriffsbestimmungen\r\n3.1.1 Ziffer 1 „anderer förderfähiger Wasserstoff“, 18., 23. und 42.\r\nBei den Wasserstofffarben sieht der Entwurf den Einsatz von grünem („RFNBO“) und kohlenstoffarmem Wasserstoff vor. Für die Definition von kohlenstoffarmem Wasserstoff verweist\r\nder Entwurf auf die noch auszuarbeitende Definition im Delegierten Rechtsakt für kohlenstoffarme Brennstoffe, der aktuell von der Europäischen Kommission finalisiert wird. Der Referentenentwurf definiert explizit als förderfähigen „kohlenstoffarm“ blauen, türkisen (Methanpyrolyse) sowie orangenen (aus Abfall- und Reststoffen) Wasserstoff. Explizit von der Förderung\r\nausgeschlossen ist nach der Begriffsbestimmung des § 2 Nr. 1 elektrolytisch hergestellter Wasserstoff aus Nuklearstrombasis („pinker“ bzw. „gelber“ Wasserstoff), welcher nach dem Delegierten Rechtsakt auf EU-Ebene als „kohlenstoffarm“ gelten wird. Die direkte Ammoniakverstromung ist weiterhin explizit ausgeschlossen, was angesichts der absehbaren künftigen\r\nMöglichkeit, insbes. küstennah Ammoniak zu verstromen, schwer nachzuvollziehen ist. Der\r\nBDEW fordert die Zulassung für die Förderung weiterer Wasserstofffarben und Derivate, um\r\nfür technologische Entwicklungen offen zu bleiben. Dabei hat der Betreiber keinen Einfluss,\r\nwelche Farben des H2 im zukünftigen H2-Markt gehandelt werden.\r\n3.1.2 Ziffer 27 „netztechnischer Süden“\r\nDer netztechnische Süden umfasst die Länder Baden-Württemberg, Bayern, Hessen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und das Saarland. Laut §20 Zuschlagsverfahren (5) 2. soll der\r\nSüdbonus i.H.v. 220 Euro pro Megawatt gewährt werden. Zudem wird der Südbonus nun nach\r\nden ersten Ausschreibungsrunden evaluiert (§56 Evaluierung (1)). Eine Evaluierung nach den\r\nersten zwei Ausschreibungsrunden, wie im Entwurf vorgesehen, könnte zu spät erfolgen, um\r\neine regional angemessene Steuerung noch sicherzustellen.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 33\r\nGrundsätzlich sollte sich aus Systemsicht dabei die regionale Steuerung an den von den ÜNB\r\nidentifizierten regionalen Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz- und Systemsicht orientieren. Hierfür könnte eine gezieltere Steuerung der regionalen Verteilung auch innerhalb des netztechnischen Südens ratsam sein. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens und damit eine Erhöhung des Umfangs und der Kosten\r\nfür vorzuhaltende Netzreserve sollten möglichst vermieden werden. Der BDEW sieht jedoch,\r\ndass die Ausschreibungsmengen in den einzelnen Ausschreibungen zu klein sind, um gesondert zusätzlich regional zu unterscheiden und hält daher den Ansatz des BMWKs für eine pragmatische Lösung.\r\n3.1.3 Ziffer 32 „qualifizierter Standort“\r\nDer BDEW begrüßt die vorgenommene Erweiterung bei der Definition qualifizierter Standorte.\r\nSomit wird die Errichtung von Neubauten auch an Gasstandorten nicht mehr ausgeschlossen.\r\nDa diese vor Ort nur in Reserve betrieben wurden, besteht kein Risiko, dass ein bestehendes\r\nMarktkraftwerk durch ein neues (KWSG-)Marktkraftwerk ersetzt wird. Dies erscheint sachgerecht.\r\nDer BDEW sieht jedoch weiterhin das Problem, dass Standorte mit bestehenden Gaskraftwerken von der Ausschreibung für Neuanlagen ausgeschlossen werden, da an versch. Orten in\r\nDeutschland Steinkohleanlagen und Gasanlagen an einem Standort betrieben werden. Da sich\r\nder „Hauptenergieträger“ nach § 2 Ziff. 19 auf eine Anlage bezieht und „Anlage“ in § 2 Ziff. 2\r\nauf einzelne Generatoren beziehen (die Ausnahme einer Anlage für mehrere Generatoren gilt\r\nexplizit nur dann, wenn diese innerhalb 12 Monaten in Betrieb genommen wurden), würde\r\nsomit schon eine kleinere Gasanlage an einem Standort diesen für Ausschreibungen von Neuanlagen sperren. Diese Regelung ist unseres Erachtens kontraproduktiv, da die bestehende\r\nInfrastruktur von Kraftwerksstandorten (dazu gehört auch die Gasanschlussleitung) zur schnellen Errichtung neuer Gaskraftwerke genutzt werden sollte und nicht verhindert werden sollte,\r\nbesonders geeignete Standorte zu nutzen. Es existieren in Deutschland auch nicht beliebig\r\nviele erschlossene und planungsrechtlich ausgewiesene Standorte, sodass ein Teil dieser\r\nStandorte mit einer derartigen Regelung ohne anderweitige Nachteile aus Ausschreibungen\r\nausgeschlossen werden könnte.\r\nAuf die genannte Anforderung an Anlagenstandorte für Neuanlagen ist zu verzichten. Es sollten unbedingt auch neue Anlagen an bestehenden Standorten als Neuanlagen im Sinne des\r\nKWSG gelten. Die Definition sollte daher dringend um neue Blöcke an bestehenden Gaskraftwerksstandorten erweitert werden. Es geht eben nicht um eine Modernisierung oder Substitution, sondern um eine faktische Erweiterung des Standortes. Die Voraussetzung sollte ersatzlos gestrichen werden. Gegenüber der KUEBLL-Konsultation hat sich die Definition für\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 33\r\neinen qualifizierten Standort sogar noch verschärft, da an diesem Standort nun die letzten 5\r\nJahre betrachtet werden, nicht mehr nur die letzten 3 Jahre.\r\nZur Auflösung einer vorliegenden Systemrelevanz bei Netzreservestandorten muss die Möglichkeit standortindividueller Lösungen in Abstimmung mit den ÜNB geschaffen werden. Dieser wichtige Aspekt scheint im Referentenentwurf nicht mehr Erwähnung zu finden, was aus\r\nNetzbetreibersicht äußerst kritisch zu bewerten ist.\r\n3.1.4 Ziffer 40 „Umstiegsdatum“ in Verbindung mit § 45\r\nMit dieser Änderung im Gesetzestext im Vergleich zu den Konsultationseckpunkten wird nicht\r\nviel erreicht. Das Netzanschlussrisiko wird nur unzureichend mitigiert und das Risiko der NichtVerfügbarkeit von Wasserstoff besteht ebenfalls weiter. Eine Absage einer bereits geplanten\r\nWasserstoffumrüstung mit 6 Monaten Vorlauf durch den FNB ist weiterhin viel zu knapp. Es\r\nbraucht zur Umstellung von Erdgas auf H2 mindestens neue Brenner und Gasverdichter. Beides ist zwar vergleichsweise schnell eingebaut (wenige Monate), benötigt zur Konstruktion,\r\nFertigung und Genehmigung aber mind. 3 Jahre Vorlauf. Auch der Wasserstoff muss mit Vorlauf bestellt werden. Wird der Wasserstoffanschluss vom FNB mit derart kurzem Vorlauf abgesagt, so sind beim Betreiber die bereits beauftragten Leistungen stranded investments. Die\r\nKosten bleiben beim Betreiber, der den bereits georderten Wasserstoff nicht verstromen kann\r\nund stattdessen kurzfristig zu erhöhten Kosten Erdgas beschaffen muss.\r\nVerbindliche Aussagen des FNB zum Wasserstoffumstellungstermin müssen aus Perspektive\r\nder Anlagenbetreiber daher mit mindestens drei Jahren Vorlauf zur Verfügung stehen. Ist der\r\nAnschluss dann zum angegebenen Zeitpunkt nicht verfügbar aus Gründen, die der FNB zu vertreten hat, so ist dieser schadensersatzpflichtig.\r\nWenn der Betreiber die Gründe, weshalb der Betrieb mit Wasserstoff noch nicht möglich ist,\r\nnicht selbst zu vertreten hat, muss ein weiterer Erdgasbetrieb möglich sein. Weiterhin muss\r\neine Fortsetzung des Erdgasbetrieb möglich sein, wenn noch kein einheitliches H2-Marktgebiet in Deutschland mit gesicherter dauerhafter H2-Versorgung existiert.\r\nDa bei Nicht-Vorhandensein eines H2-Anschlusses zum Umstellungszeitpunkt die Pönale nicht\r\nanfällt, gehen wir davon aus, dass in diesem konkreten Fall ein Weiterbetrieb mit Erdgas möglich ist.\r\nIm Zuge der ungewissen technischen Verfügbarkeit von 100 % H2-Anlagen bedarf es alternative Regelungen für einen Mischbetrieb, die im Fall der technischen nicht-Verfügbarkeit Anwendung finden.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 33\r\n3.1.5 Zu Ziffer 44 „wesentliche Effizienzsteigerung“\r\n§ 2 Nummer 44 KraftAusG definiert den Begriff der wesentlichen Effizienzsteigerung als eine\r\nSteigerung des elektrischen Wirkungsgrades einer Anlage im Rahmen einer Modernisierung\r\nim Sinn des § 2 Nummer 25 um mindestens 15 Prozentpunkte gegenüber der an dem Standort\r\nvor Zuschlagserteilung betriebenen Anlage.\r\nDie in § 2 Nr. 44 des RefE geforderte Effizienzsteigerung von der Alt- zur modernisierten Anlage in Höhe von 15 Prozentpunkten ist in vielen Fällen nicht erreichbar und stellt eine unverhältnismäßige Anforderung dar. Daher schlagen wir vor, die Vorgabe eines bestimmten Wirkungsgradsteigerung zu streichen. Und stattdessen einen Mindesteffizienzgrad für verschiedene Anlagentypen vorzugeben (z.B. 35 % für offene Gasturbinen und 55 % für GuD-Anlagen).\r\nEine evtl. Fernwärmeauskopplung ist auf den Wirkungsgrad anzurechnen. Vor diesem Hintergrund ist die Pflicht zur Steigerung des elektrischen Wirkungsgrades auf das obere Ende der\r\nEffizienzbandbreite des BVT-Merkblatts für die entsprechende Anlagenkategorie zu begrenzen.\r\nDarüber hinaus sind in der praktischen Umsetzung die in der Stellungnahme zur Konsultation\r\neingebrachten Punkte zu beachten.\r\nÄnderungsvorschlag\r\n„44. „wesentliche Effizienzsteigerung“ eine Steigerung des elektrischen Wirkungsgrades einer\r\nAnlage im Rahmen einer Modernisierung um mindestens 15 Prozentpunkte gegenüber der an\r\ndem Standort vor Zuschlagserteilung betriebenen Anlage oder auf die obere Bandbreite der\r\nBVT-assoziierten Energieeffizienzwerte für die Erdgasverbrennung in einer neuen Verbrennungseinheit der gleichen Art gemäß BVT 40, Tabelle 23, des „DURCHFÜHRUNGSBESCHLUSS\r\n(EU) 2021/2326 DER KOMMISSION vom 30. November 2021 über Schlussfolgerungen zu den\r\nbesten verfügbaren Techniken (BVT) gemäß der Richtlinie 2010/75/EU des Europäischen\r\nParlaments und des Rates für Großfeuerungsanlagen“, wobei der Effizienznachweis jeweils\r\nüber einen Leistungstest nach Maßgabe von § 14 der \"Verordnung über Großfeuerungs-,\r\nGasturbinen- und Verbrennungsmotoranlagen vom 6. Juli 2021 (BGBl. I S. 2514)\" zu erbringen ist,“.\r\n3.2 § 5 Standorte der Anlagen\r\nDer Wert von 50 km (zuvor 20 km) erscheint letztlich willkürlich. Für die Kosten des Anschlusses ist nicht die Luftlinie, sondern die Beschaffenheit des realen Transportweges ausschlaggebend, z.B. ob Flüsse den Transportweg kreuzen.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 33\r\nDiese Abstandvorgabe halten wir für falsch und unnötig. Ein potenzieller Kraftwerksbetreiber\r\nwird sich schon aus Kostengründen für eine räumliche Nähe zum Wasserstoff-Kernnetz entscheiden. Auf eine exakte Festlegung sollte daher verzichtet werden.\r\n3.3 § 6 Vorgaben zum Betrieb der Anlagen\r\nDer BDEW kritisiert, dass im zur Verbändeanhörung vorgesehenen Referentenentwurf das Datum für das Beendigen des Ausstoßes von fossilen Emissionen der Anlagen aus Säule 2 nicht\r\nangegeben ist. Dieses Datum ist, wenn notwendig, aus Gründen der Planungssicherheit frühzeitig anzugeben.\r\n§ 6 Absatz 4 betrifft Anlagen, die in den Ausschreibungen für Stromerzeugungskapazitäten zur\r\nVersorgungssicherheit einen Zuschlag erhalten haben. Die derzeitige Formulierung der Vorgaben zum Betrieb in Nr. 2 schließt auch die Option des Weiterbetriebs von Kraftwerken, die\r\nihre fossilen Emissionen abscheiden und speichern ab einem noch zu definierenden Datum\r\naus.\r\nFormulierungsvorschlag\r\n„(4) Von den Anlagen, die in den Ausschreibungen für neue Stromerzeugungskapazitäten zur\r\nVersorgungssicherheit einen Zuschlag erhalten haben, dürfen\r\n1. bis einschließlich zum 31. Dezember […] nicht mehr als 550 Gramm CO2 aus fossilen Brennstoffen je Kilowattstunde Elektrizität ausstoßen werden, und\r\n2. ab dem 1. Januar […] keine Emissionen aus fossilen Brennstoffen mehr ausgestoßen werden, ausgenommen Anlagen, in denen das entstandene Kohlenstoffdioxid in Höhe von mindestens 90 Prozent abgeschieden und gespeichert oder als dauerhaft in einem Produkt chemisch gebunden entsprechend der unionsrechtlichen Vorschriften in der jeweils geltenden\r\nFassung und ihrer nationalen Umsetzungen angesehen werden kann.“\r\nDarüber hinaus ist die volle Rückzahlung der Investitionsprämie nach wie vor erforderlich,\r\nwenn H2 nach dem Umstellungszeitpunkt nicht eingesetzt wird oder nicht eingesetzt werden\r\nkann – auch in dem Fall, dass die notwendige Infrastruktur nicht verfügbar ist.\r\nWenn der Betreiber die Gründe, weshalb der Betrieb mit Wasserstoff noch nicht möglich ist,\r\nnicht selbst zu vertreten hat, muss ein weiterer Erdgasbetrieb möglich sein. Weiterhin muss\r\neine Fortsetzung des Erdgasbetrieb möglich sein, wenn noch kein einheitliches H2-Marktgebiet in Deutschland mit gesicherter dauerhafter H2-Versorgung existiert. Im Zuge der ungewissen technischen Verfügbarkeit von 100 % H2-Anlagen bedarf es alternative Regelungen für einen Mischbetrieb, die im Fall der technischen nicht-Verfügbarkeit Anwendung finden.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 33\r\n3.4 § 7 Technische Anforderungen an die Anlagen i.V.m. Anlage 1\r\nIm Gegensatz zu den Konsultationsunterlagen wird im Gesetzesentwurf nun festgeschrieben,\r\ndass die BNetzA weitere technische Anforderungen bestimmen oder Ausnahmen davon genehmigen kann (gemäß § 29 Absatz 1 EnWG und in Bezug auf Anlage 1 des KWSG).\r\nEs bleibt unklar, wie die Festlegung der BNetzA im Detail ausgestaltet ist, welche Kriterien die\r\nAusnahmeregelung unterliegt und zu welchem Zeitpunkt die Ausnahmen genehmigt würden\r\n(bspw. Ob vor Gebotsabgabe oder im Nachgang). Daher ist die nun vorgesehene Interventionsmöglichkeit der BNetzA ggf. kritisch: Investoren benötigen Planungssicherheit für das Design und Ausführung der Anlagen, damit baldmöglichst Aktionsfähigkeit hergestellt werden\r\nkann. Das Abwarten einer evtl. Festlegung der Bundesnetzagentur, die womöglich erst kurz\r\nvor dem Auktionstermin veröffentlicht wird, ist keine Lösung – abgesehen davon würde es der\r\nBNetzA auch freistehen, weitergehende Anforderungen zu erstellen und nicht nur Anforderungen zu streichen. Diese Anforderungen erschweren die Planung, verteuern die Anlagen unnötig und reduzieren den Wettbewerb.\r\nInsbesondere aufgrund der Unklarheit der Ausgestaltung der Ausnahmeregelung durch die\r\nBNetzA sieht der BDEW weiterhin dringenden Klärungsbedarf. Denn die übergreifenden Regelungen der Mindestanforderungen sind abhängig von einer Vielzahl von Einflussfaktoren. Der\r\nBDEW hält es daher für dringend notwendig eine abschließende Klärung des Sachverhaltes unter den in der Stellungnahme eingebrachten Voraussetzungen und unter Einbezug von Anlagenbauern, der ÜNB, der Kraftwerksbetreibern, der BNetzA und des BDEW vor Start des Gesetzgebungsprozesses herbeizuführen.\r\n3.5 § 8 Gebotstermine und Ausschreibungsvolumen\r\nDer BDEW hält die Begrenzung auf 1 GW pro Ausschreibung für falsch und zu kleinteilig, da\r\ndies letztlich bedeuten würde, dass pro Ausschreibungstermin höchstwahrscheinlich lediglich\r\neine – allerhöchstens jedoch zwei - Anlagen einen Zuschlag erhalten würden. Wir brauchen\r\naber dringend schnellstmöglich mehr Kapazitäten, weshalb das BMWK zurück zu den in der\r\nKonsultation angedachten 2,5 GW pro Ausschreibung kehren sollte.\r\nDie reduzierten Mengen sorgen zudem für eine extreme Vergrößerung des Zeitbedarfs, deutlich höhere Unsicherheit bei Investoren bis hin zur Unattraktivität der Projektentwicklung/Teilnahme. Dadurch reduziert sich auch das Volumen, das bei einer 2/3 zu 1/3-Aufteilung gemäß\r\nSüdbonus für Anlagen im netztechnischen Norden jeweils zur Verfügung steht: Es werden für\r\nH2-ready Gaskraftwerke (Säule 1) an insgesamt sieben Terminen je 1000 MW ausgeschrieben,\r\nwovon jedoch lediglich 715 MW für Neuanlagen reserviert sind. Wendet man hierauf noch\r\nden Südbonus an, stehen dem Nordosten Deutschlands in diesen Ausschreibungsrunden\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 33\r\nmaximal 238 MW zur Verfügung. Damit lassen sich keine großen GuD-Projekte (800-1000\r\nMW) realisieren.\r\n3.6 §§ 9 und 10 Anpassung des Ausschreibungsvolumens und Mengensteuerung bei\r\nUnterzeichnung\r\nDer BDEW sieht die ab Inkrafttreten des Gesetzes wirkende Mengensteuerung bei einer Unterzeichnung der Ausschreibungsvolumina aufgrund des erst im Hochlauf begriffenen Wasserstoffmarktes und der dafür erforderlichen Technologien sehr kritisch, und plädiert für eine angemessene Übergangsfrist, innerhalb derer die Verknappung der auszuschreibenden Leistung\r\nnicht greifen soll.\r\nEine endogene Mengensteuerung hat sich beim EEG und KWKG zwar als wirksames Mittel zur\r\nRealisierung eines Marktes bei den jeweiligen Ausschreibungsterminen erwiesen, wenn mit\r\neiner Unterzeichnung des Ausschreibungsvolumens bei Gebotsabgabe zu rechnen ist. Allerdings handelt es sich bei den dort betroffenen Anlagen und Einsatzstoffen um etablierte Technologien. Das BMWK betont, wie im Referentenentwurf vorgesehen, dass bereits in 2025\r\nerste Ausschreibungen durchgeführt werden sollen. Sollten sich potentielle Bieter bei der Gebotsabgabe zurückhalten, weil die Wasserstoff-Technologie erst im Hochlaufen begriffen ist,\r\nkann dies erhebliche Auswirkungen auf die Gebotsmenge der Ausschreibungen in 2026 haben,\r\nund dadurch zu einer Ausbremsung des Hochlaufs der Technologie und entsprechender Ausschreibungen zur Sicherstellung gesicherter Leistung führen.\r\nDer BDEW sieht daher eine vorübergehende Aussetzung der endogenen Mengensteuerung als\r\nerforderlich an, um die Ziele des Gesetzes nicht zu gefährden. Dies sollte auch mit den Vorgaben der KUEBLL vereinbar sein: Diese sehen zwar die endogene Mengensteuerung als notwendige Korrektur entsprechender Ausschreibungsvolumina vor. Allerdings bezieht sich auch\r\ndiese Vorgabe auf bereits etablierte Technologien, und nicht auf im Hochlaufen begriffene.\r\n3.7 § 13 Höchstwerte für die verschiedenen Ausschreibungen\r\nDer BDEW bedauert, dass im zur Verbändeanhörung vorgesehenen Referentenentwurf weiterhin die Höchstwerte der verschiedenen Ausschreibungszüge nicht angegeben sind.\r\nDie Festlegung der Höchstwerte ist nicht nur für die Wirtschaftlichkeitsberechnungen der Bieter essenziell. Sie haben Auswirkungen auf das tatsächliche Gelingen des KWSG und sollten\r\nhier möglichst frühzeitig klar festgelegt werden. Die Festlegung von Höchstwerten muss sich\r\nnach tatsächlichen wirtschaftlichen Gegebenheiten richten und sollte nicht Gegenstand eines\r\ninterministeriellen Aushandlungsprozesses werden.\r\nDer BDEW fordert daher, wie in der Stellungnahme zur Konsultation beschrieben:\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 33\r\n› Aufhebung des Höchstpreises, wenn dies nicht möglich ist, eine frühzeitige Bekanntgabe des Höchstpreises und Konsultation der Referenzanlage.\r\n› Indexierung der Gebote: Sollten sich Zinsen oder Rohstoffe für den Anlagenbau verteuern, sollte die Capex-Zahlungen für die Auktionsgewinner ebenfalls angepasst werden.\r\n3.8 § 15 Angaben in den Geboten\r\nNach § 15 Absatz 1 Nummer 9 müssen vom Bieter die Nummern, unter denen das Projekt und\r\nihre Einheiten im Marktstammdatenregister registriert sind, angegeben werden.\r\nFür Neuanlagen sollte keine Registrierung im (öffentlichen) Marktstammdatenregister gefordert werden, da die hierfür erforderlichen Angaben (Standort, Leistung, Anlagentechnologie\r\netc.) als Geschäfts- und Betriebsgeheimnisse bzw. sensible Geschäftsinformationen im Rahmen der Gebote für die Teilnahme an den Ausschreibungen einzustufen sind und den anderen\r\nWettbewerbern nicht im Voraus bekanntgemacht werden dürfen. Zumindest ist sicherzustellen, dass die entsprechenden Registrierungsdaten nicht vor Abschluss des Bieterverfahrens\r\nveröffentlicht werden.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n„9. im Falle der Modernisierung einer Bestandsanlage die Nummern, unter denen das Projekt\r\noder dessen Einheiten im Marktstammdatenregister registriert sind,“\r\n3.9 § 17 Eigenerklärung bei Gebotsabgabe\r\nDer Paragraph sieht vor, dass Bieter eine Eigenerklärung abgeben müssen, dass ihre gebotsgegenständlichen Anlagen weder ganz noch teilweise einen Zuschlag u.a. nach EEG oder KWKG\r\nerhalten.\r\nDas Verhältnis zwischen KWSG und KWK ist genau zu klären, insbes. angesichts der Tatsache,\r\ndass die KWK aufgrund der höheren Effizienz und der beabsichtigten Umstellung auf klimaneutrale Fernwärme weiterhin gewünscht ist. Infolge höherer Kosten von H2-ready KWK-Anlagen im Vergleich zu reinen Stromerzeugungsanlagen haben diese einen Gebotsnachteil im\r\nKWSG. Um Klarheit zur erforderlichen Kalkulation vor der Auktion und Rechtssicherheit bzgl.\r\nder Förderung im Zuschlagsfall zu haben, sollte die Regelung zur künftigen Förderung von\r\nKWK-Anlagen mit ausreichendem Vorlauf vor der ersten KWSG-Auktion fixiert werden.\r\n3.10 § 19 Höhe der Sicherheitsleistung\r\nDer BDEW sieht die im Referentenentwurf vorgesehene Höhe der Sicherheitsleistung von 150\r\nEuro/kW Nennleistung als zu hoch an. Sie belastet die Kreditlinie des Unternehmens und\r\nwürde, z.B. bei einem 860 MW-Kraftwerk 129 Mio. Euro betragen. Der BDEW fordert eine\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 33\r\ndeutliche Reduktion der Sicherheitsleistung, um die Teilnahme möglichst vieler Marktakteure\r\nan den Ausschreibungen zu ermöglichen.\r\nTrotz der Absenkung der Sicherheitsleistungen von 200 Euro/kW im Rahmen der KUEBLL-Konsultation auf nun 150 Euro/kW gewährleistet diese Höhe zudem keine ausreichende Akteursvielfalt. Insbesondere für kommunale Akteure sind die geforderten Sicherheiten immer noch\r\neine zu große Herausforderung. Eine Absenkung in den zweitstelligen Bereich (KWK bei 70\r\n€/KW) wäre angemessener. Neben der Sicherheitsleistung muss auch das Gesamtprojekt vorfinanziert werden, bis mit Inbetriebnahme die ersten Einnahmen generiert werden. Zusammengenommen sind die Vorleistungen für ein solche Kraftwerksprojekte damit sehr hoch angesetzt.\r\nIm Vergleich hierzu sieht das EEG außerdem für folgende Anlagen deutlich geringere Sicherheitsleistungen vor:\r\n- Wind an Land: 30 Euro/kW zu installierender Leistung (§ 36a EEG 2023)\r\n- Solaranlagen des ersten Segments: 50 bzw. 25 Euro/kW zu installierende Leistung\r\n(§ 37a EEG 2023).\r\n- Solaranlagen des zweiten Segments: 35 Euro/kW zu installierende Leistung als\r\nProjektsicherungsbeitrag (§ 38d EEG 2023) und\r\n- Biomasse: 60 Euro/kW zu installierende Leistung (§ 39a EEG 2023).\r\n§ 10 KWKAusV sieht für entsprechende Ausschreibungen eine Sicherheitsleistung von 70\r\nEuro/kW elektrischer KWK-Leistung vor. Der BDEW sieht daher weder Grundlage für die erheblich höhere Sicherheitsleistung in § 19 des Referentenentwurfs, noch hält der BDEW diese\r\nHöhe aus den genannten Gründen für sinnvoll.\r\nDie Sicherheit wird gem. § 19 Abs. 6 KraftAusG-RefE zudem nicht verzinst. Aufgrund der Unsicherheiten am Kapitalmarkt und Risiken wachsender Zinsen stellt eine zu Projektbeginn unverzinste langfristig zu hinterlegende Sicherheit von 90 Mio. € für eine beispielhafte 600 MW-Anlage einen signifikanten Aufwand und ein entsprechendes Risiko für den Bieter dar. Die im Gesetzentwurf unter Kapitel D auf 14-16 Mrd. € veranschlagten Haushaltsausgaben des KWSG\r\nwürden somit von den Betreibern der bezuschlagten Anlagen über die hinterlegten Sicherheiten (1,875 Mrd. € für in Summe 12, 5 GW) zumindest teilweise selbst mitfinanziert.\r\nWir empfehlen daher, zur Entlastung der Bieter eine übliche Verzinsung im KWSG festzuschreiben.\r\n3.11 § 20 Südbonus\r\nEine Evaluierung nach den ersten zwei Ausschreibungsrunden, wie im Entwurf vorgesehen,\r\nkönnte zu spät erfolgen, um eine regional angemessene Steuerung noch sicherzustellen.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 33\r\nGrundsätzlich sollte sich aus Systemsicht dabei die regionale Steuerung an den von den ÜNB\r\nidentifizierten regionalen Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung aus Netz- und Systemsicht orientieren. Hierfür könnte eine gezieltere Steuerung der regionalen Verteilung auch innerhalb des netztechnischen Südens ratsam sein. Eine ungünstige Verteilung des Zubaus innerhalb des netztechnischen Südens und damit eine Erhöhung des Umfangs und der Kosten\r\nfür vorzuhaltende Netzreserve sollten möglichst vermieden werden. Der BDEW sieht jedoch,\r\ndass die Ausschreibungsmengen in den einzelnen Ausschreibungen zu klein sind, umgesondert\r\nzusätzlich regional zu unterscheiden und hält daher den Ansatz des BMWKs für eine pragmatische Lösung.\r\nDas Risiko der gänzlichen Nicht-Berücksichtigung des netztechnischen Nordens aufgrund einer\r\ndurch die Ausschreibungsrunde durchgängigen Anwendung des Südbonus auf alle bezuschlagten Gebote muss eindeutig ausgeschlossen werden. Dieses Risiko hat sich durch das im Referentenentwurf beschriebene Verfahren im Vergleich zu den Konsultationsunterlagen noch einmal verschärft.\r\n3.12 § 27 Zulassung\r\n§ 27 Absatz 1 Satz 2 KraftAusG macht eine Ausnahme vom Zulassungserfordernis für die Auszahlung der letzten vier Elftel der Investitionskostenprämie bei auf Wasserstoff umrüstbaren\r\nKraftwerken. In der Zeit zwischen dem ursprünglichen und dem verschobenen Umstiegsdatum\r\nmüssen in der Anlage entweder ausschließlich erneuerbare Brennstoffe zur Stromerzeugung\r\neingesetzt werden (Buchstabe a) oder das in der Anlage entstandene Kohlenstoffdioxid in\r\nHöhe von 90 Prozent abgeschieden und gespeichert werden (Buchstabe b).\r\nDie Anforderung nach Buchstabe b sollte um die Möglichkeit ergänzt werden, das entstandene Kohlenstoffdioxid abzuscheiden und dauerhaft in ein Produkt chemisch einzubinden ergänzt werden (unter Beachtung der einschlägigen unionsrechtlichen Vorschriften in der jeweils geltenden Fassung und ihrer nationalen Umsetzungen).\r\n3.13 §§ 33 und 35 Wasserstoffprämie und Brennstoffausgleich\r\nEin Anspruch auf die Wasserstoffprämie besteht bei Wasserstoffkraftwerken (frühere H2-\r\nSprinter) für 8000 Stunden über 10 Jahre. Für auf Wasserstoff umrüstbare Kraftwerke (frühere\r\nH2-ready Anlagen) ist ein in Summe auf 5.200 MWh bzw. jährlich 1.300 MWh begrenzte Förderung vorgesehen. Diese Begrenzung wird dazu führen, dass diesen Anlagen in Säule 1 signifikante Deckungsbeiträge entgehen, weil der Markt absehbar Anlagen, die mit Einsatzkosten\r\nauf Erdgasniveau betrieben werden, mit höheren Einsatzzeiten anfordern wird. Hierbei sollte,\r\nwie erwähnt, bedacht werden, dass der Förderbedarf je kg Wasserstoff mit steigender Anzahl\r\nder geförderten Stunden deutlich zurückgeht.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 33\r\nDer Brennstoffausgleich für H2-ready Anlagen nach § 35 ist so berechnet, dass die Anlagen einen Wirkungsgrad von 61,5 % benötigen, um tatsächlich 800 h/a ausnutzen zu können\r\n(5.200 MWh / 4 = 1.300 MWh/a; 800 h*1 MW/1.300 MWh = 61,5 %). Offene Gasturbinen mit\r\n40 % Wirkungsgrad können damit nur 520 h betrieben werden.\r\nWir empfehlen, die Gesamtstundenzahl (§ 33) bzw. geförderte MWh Zahl (§ 35) über alle\r\nJahre mit OPEX-Förderung zu begrenzen und nicht jährlich zu limitieren, damit der Betreiber\r\nden Einsatz optimieren kann. Von Netzbetreibern z.B. für Redispatch angeforderte Einsatzstunden dürfen nicht angerechnet werden, da mit diesen Einsätzen keine Deckungsbeiträge\r\nerwirtschaftet werden dürfen.\r\nHierbei sollte bedacht werden, dass der Förderbedarf je kg Wasserstoff mit steigender Anzahl\r\nder geförderten Stunden deutlich zurückgeht. Der Grund: Mit steigender Auslastung sinken\r\ndie spezifischen Kosten für Transport und (Kavernen-)Speicherung von Wasserstoff merklich.\r\nFolglich könnte mit einem gegebenen Budget auch eine höhere Stundenzahl gefördert werden. Eine Ausweitung der Betriebsstunden mit OPEX-Förderung nach der H2-Umstellung hilft\r\nzudem, die CO2-Emissionen weiter zu reduzieren.\r\nDer „Spotmarktpreis für Erdgas“ ist als derjenige der Preis für Erdgas definiert, der sich für das\r\nMarktgebiet für Deutschland aus der Kopplung der Orderbücher aller Energiebörsen in der\r\nvortägigen Auktion von Erdgaskontrakten ergibt. Wir weisen darauf hin, dass es keine dayahead Auktion für Gas gibt und auch kein kein sharing of order books im Gas existiert\r\nKeine Vorgabe einer „Direktvermarktung“ nach § 33 Abs. 1. Der Begriff entstammt dem EEG.\r\nIm Fall von Wasserstoffkraftwerken oder H2-ready-Kraftwerken wird immer eine Vermarktung\r\nan Abnehmer im Großhandel oder an Letztverbraucher erfolgen. Eine „Quasi-Vermarktung“\r\nan Netzbetreiber ist anders als nach EEG keine Option. Eine Vermarktung muss dabei auch innerhalb von Konzernverbünden möglich sein. Die Streichung dieser Vorgabe verringert daher\r\nUnsicherheiten über mögliche Vermarktungsoptionen. Zumal diese Vorgabe nach § 33 nur die\r\n„Wasserstoffprämie“, nicht aber die „Investitionskostenprämie“ nach § 34 betreffen soll.\r\n3.14 § 34 Investitionskostenprämie\r\nBertreiber von Kraftwerken zur Versorgungssicherheit sollten frei wählen können, wie die geförderten Anlagen dekarbonisiert werden. Folglich darf die Nutzung von CCS (vgl. Anmerkungen zu § 6 Abs. 4 Nr. 2) nicht benachteiligt werden. Der Investitionskostenzuschuss sollte daher nicht gekürzt werden, wenn Kraftwerksbetreiber den CCS-Pfad verfolgen und vollständige\r\nKlimaneutralität des Kraftwerks gewährleisten.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 33\r\n3.15 § 36 i.V. mit Anlage 5 (Übererlösabschöpfung)\r\nDer Mechanismus zur Übererlösabschöpfung in § 36 KraftAusG i.V.m. Anlage 5 sollte so einfach wie möglich ausgestaltet werden. Für die Abschöpfung ist es aus BDEW-Sicht unerlässlich,\r\ndass Grundlage hierfür ein transparentes und vorher bestimmtes Verfahren sein muss, welches dauerhaft und eindeutig feststellt, wann eine Anlage Erlöse erzielt. Erfahrungen mit der\r\nproduktionsabhängigen Übererlösabschöpfung im Rahmen der Energiepreiskrise 2022 haben\r\ngezeigt, dass dies eine bürokratisch nicht zu unterschätzende Herausforderung darstellt.\r\n3.16 § 37 Rückzahlungspflicht\r\n„Spotmarktpreis für grünen Wasserstoff“ wird als der Preis für grünen Wasserstoff definiert,\r\nder sich in der Preiszone für Deutschland für die vortägige Auktion ergibt, soweit verfügbar,\r\noder geeignete Preisindizes. Wir weisen darauf hin, dass es bislang weder einen H2-Markt\r\nnoch eine day-ahead-Auktion für H2 gibt. Es ist auch sehr unsicher, ob sich ein solcher Markt\r\nin Zukunft rechtzeitig einstellen wird.\r\n3.17 § 38 Abschlagszahlungen\r\n„Spotmarktpreis für Strom“ wird als der Strompreis in Cent pro Kilowattstunde definiert, der\r\nsich in der Preiszone für Deutschland aus der Kopplung der Orderbücher aller Energiebörsen\r\nin der vortägigen Auktion von Stromkontrakten auf Viertelstundenbasis ergibt; wenn die\r\nKopplung der Orderbücher aller Energiebörsen nicht oder nur teilweise erfolgt, ist für die\r\nDauer der unvollständigen Kopplung der Durchschnittspreis aller Energiebörsengewichtet\r\nnach dem jeweiligen Handelsvolumen zugrunde zu legen.\r\nDas Vorgehen bei Decoupling ist kritisch. Der volumengewichtete Durchschnittspreis kann\r\ndazu führen, dass sich jemand zwar in einer günstigen Zone befindet, aber durch diese Rechnung der Spotpreis „künstlich“ nach oben gezogen wird (oder umgekehrt)\r\n3.18 § 43 Netzbetreiber\r\nEtwaige netzfremde Aufgaben dürfen nicht auf die (Anschluss-)Netzbetreiber verlagert werden. Die Aufgabe der Netzbetreiber ist, den Netzanschluss, die Netzführung und den Netzausbau zu gewährleisten und ihre Ressourcen hierfür zu verwenden. Gerade bei dem im Zuge der\r\nEnergiewende aktuell zu verzeichnenden massiven Hochlauf von Netzanschlussbegehren und\r\ndem exponentiell zunehmenden Netzausbaubedarf müssen die Netzbetreiber ihre knappen\r\nRessourcen vollständig in den Dienst ihrer Kernaufgaben stellen. Zusätzliche Aufgabenzuweisungen an die Netzbetreiber, insbesondere zu fachfremden Tätigkeiten, haben aus diesen\r\nGründen zu unterbleiben. Der BDEW weist darauf hin, dass die Kalkulation, Auszahlung und\r\nKontrolle der verschiedenen Förderbeträge inklusive möglicher Rückzahlungen nicht mit dem\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 33\r\nNetzbetrieb im engeren Sinne verbunden sind und auch nicht im Aufgabenbereich der EVUs\r\nliegen, nicht ohne weiteres zu bewältigen sind.\r\n3.19 § 53 Pönalen\r\nDie Staffelung der Pönalenhöhe abhängig von der Verzugsdauer und Reduktion der maximalen Pönale auf 150 €/kW (bei maximal 2 Jahren Verzug) ist eine positive Entwicklung. Aber\r\nauch eine Pönale von 150 €/kW ist ein sehr hoher Wert, der nicht auf Anlagenhersteller gewälzt werden kann. Es ist eine weitere Reduktion der Pönale notwendig und dass Pönalen nur\r\nfür Projektverzögerungen ausgesprochen werden, auf die die Betreiber einen direkten Einfluss\r\nhaben oder die selbstverschuldet sind.\r\nDarüber hinaus sieht der BDEW weiterhin die Strafzahlung in Verbindung mit dem Genehmigungsrisiko kritisch. Die zeitnahe Genehmigung eines Kraftwerks liegt nicht allein in der Hand\r\ndes Bieters. Verzögerungen in der Genehmigung sollten deshalb nicht zu Strafzahlungen führen. Ein Vorschlag könnte sein, dass der Realisierungszeitraum für die Strafzahlung erst beginnt, wenn die rechtskräftige Genehmigung des Kraftwerksprojektes vorliegt.\r\nBieter müssen eine Pönale leisten, wenn die Anlage mehr als 72 Monate nach Bekanntgabe\r\ndes Zuschlags in Betrieb genommen wurde (§53 (1) 2.). Auch das stellt ein Risiko für Investoren dar, da von einem Realisierungszeitraum von 6-7 Jahren ausgegangen werden muss, wenn\r\nes zu keinen Verzögerungen in der Lieferkette kommt. Eine Verlängerung dieses Zeitraums auf\r\nacht Jahre sollte in Betracht gezogen werden.\r\n3.20 § 56 Evaluierung\r\nBei der jährlichen Prüfung der Höchstwerte ist aus BDEW-Sicht zu beachten, dass es dort bei\r\nUnterzeichnung bereits zu Reduktion der Gebotsmenge kommen kann. Dies ist insbesondere\r\nbei der Festlegung des Höchstwertes für die ersten Ausschreibungsrunden mitzuberücksichtigen, vgl. oben, zu §§ 9 und 10.\r\n3.21 Anlage 4: Höhe des Brennstoffausgleichs\r\nAuch die in Säule 1 aufgrund der OPEX-Förderung (Brennstoffausgleich) hohe Zahlungsbereitschaft des Kraftwerksbetreibers kann nicht alle Risiken aus der H2-Bereitstellung ausgleichen,\r\nda zur Bereitstellung von Brennstoff neben der ausreichenden Einspeisung von H2 in das Netz\r\nauch noch Speicher zur Strukturierung des Gasbedarfs erforderlich sind, wobei hier aufgrund\r\nder Energiedichte von deutlich höheren Speicherkosten als beim Erdgas auszugehen ist.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 33\r\nIn Anlage 4 wird zu Nummer 2.1 ausgeführt, dass hier die Formel zur Berechnung des Brennstoffausgleichs in einem Jahr enthalten ist. In der Formel wird auf zwei Komponenten hingewiesen. Unter anderem wird auf die jährlichen Mehrkosten der Netznutzungsentgelte für das\r\nWasserstoffnetz hingewiesen. Leider fehlt aber im Referentenentwurf eine Verpflichtung zur\r\njährlichen Buchung der vorgehaltenen Kapazität im Wasserstoffnetz.\r\nEs sollte sichergestellt werden, dass eine Buchungsverpflichtung der vorgehaltenen Leistung\r\nauf jährlicher Basis für das Wasserstoffnetz durch die Kraftwerksbetreiber im Gesetz verankert\r\nwird. Die damit verbundenen Mehrkosten in Form des Netznutzungsentgeltes sollten dann via\r\nBrennstoffausgleichszahlung erstattet werden.\r\nDer Differenzpreis könnte sich als zu ungenau erweisen, da man beim Wasserstoff derzeit von\r\neiner 15min-Bilanzierungsperiode ausgehen und es daher (wie im Strom) unterschiedliche H2-\r\nPreise je 15min geben könnte. Der H2-Spotpreis ist im Dokument aber lediglich als Preis aus\r\nder „vortägigen Auktion“ oder andere „geeignete Preisindizes“ definiert (§2 Nr. 37).\r\n3.22 Anhang 5: Übererlösabschöpfung\r\nDie Einführung eines Claw-Backs ist angesichts der ohnehin geringen Einsatzstunden der\r\nneuen Kraftwerke und des hohen bürokratischen Aufwands grundsätzlich zu hinterfragen.\r\nEs ist nicht ersichtlich, weshalb H2-Kraftwerke Überschusserlöse nach eingespeister Leistung\r\nentrichten, Versorgungssicherheitskraftwerke hingegen nach installierter Leistung *0,25. Weiterhin ist erläuterungsbedürftig, weshalb der Auslösepreis bei 300 €/MWh liegt.\r\n4 Artikel 2: Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nKeine Anmerkung.\r\n5 Artikel 3: Änderung des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes\r\n5.1 §§ 6, 18 und 22 Verlängerung der zeitlichen Geltungsdauer des KWK-Gesetzes\r\nDer BDEW begrüßt die Änderungen des KWK-Gesetzes zur Ermöglichung einer Inbetriebnahme von KWK-Anlagen, Wärme-/Kältenetzen und Wärme-/Kältespeichern nach dem 31.\r\nDezember 2026. Hinsichtlich der neuen Regelungen zu Wärme-/Kältenetzen und Wärme-/Kältespeichern sollte jedoch klarstellend auf eine “verbindliche Beauftragung der wesentlichen\r\nBauleistungen [...]“ abgezielt werden, da es selten einen Generalübernehmer gibt, der alle\r\nBauleistungen erledigt. Meist sind mehrere Bauleistungen erforderlich und z.B. bei einem\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 33\r\nRahmenvertrag Abrufe möglich für Tiefbau, für Rohrleitungen u.ä. Ohne die Klarstellung zu\r\nden wesentlichen Bauleistungen würde das Fehlen einer untergeordneten Bauleistung die\r\nFrist gefährden und zu erheblicher Unsicherheit führen, die mit der Gesetzänderung eigentlich\r\naufgehoben werden soll. Durch diese Änderung wird ein aus Sicht des BDEW beihilferechtlich\r\nrisikoarmes Verfahren gewählt, angesichts der noch ausstehenden Entscheidung des EuGH\r\naufgrund des Rechtsmittelverfahrens gegen die EuG-Entscheidung vom Januar 2024 zum\r\nKWKG 2020.\r\n5.2 § 2 KWKG Begriffsbestimmungen\r\n§ 2 Nr. 25: Die Begriffsdefinition einer “neuen KWK-Anlage\" soll auf \"fabrikneue Anlagenteile\r\ndie bei Aufnahme des Dauerbetriebs nicht älter als drei Jahre sind,\" erweitert werden. Diese\r\nErweiterung ist höchstproblematisch und dringend abzulehnen. Dies bedeutet in der Folge,\r\ndass die Bauzeit einer Anlage auf der Baustelle künftig nicht länger als drei Jahre dauern darf.\r\nEine solche Regelung könnte defacto alle laufenden Großprojekte zum Stillstand bringen. Bei\r\nfabrikneuen Anlagenteilen eine Alterung durch Unbenutzung nach drei Jahren anzunehmen,\r\nerscheint realitätsfern. Diese Regelung passt auch nicht zur KWKAusV, nach welcher auch erst\r\nZuschläge 54 Monate KWK-Ausschreibung erlöschen. Daher sollte die bisherige Definition beibehalten werden, welche ohne eine entsprechende Frist auf “fabrikneue Anlagenteile” und\r\ndamit auf die Tatsache, dass diese Anlagenteile nicht vorher in einer anderen Anlage eingebaut und dort benutzt worden sind, abzielt.\r\nDie Definition der unvermeidbaren Abwärme soll wortgleich der Definition im Wärmeplanungsgesetz entsprechen. Eine Angleichung der Begrifflichkeiten und Anwendung ist zielführend. Die Gleichstellung im Gesetzentwurf ist jedoch unvollständig und sollte vollständig dem\r\nWärmeplanungsgesetz gleichgesetzt werden. Die Änderung des § 29 c) sollte daher “unvermeidbare Abwärme” definieren als Wärme, gemäß § 3 Abs. 1 Nr. 13 und § 3 Abs. 4 WPG.\r\n5.3 § 6 KWKG Zuschlagberechtigte neue, modernisierte oder nachgerüstete KWK-Anlagen -\r\nweitere Änderungen\r\nMit der Streichung der flüssigen Brennstoffe aus der enumerativen Aufzählung der förderfähigen Brennstoffe in § 6 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 KWKG sollen die Vorgaben der EU-Energieeffizienzrichtlinie umgesetzt werden, wonach in neuen Wärmequellen keine anderen fossilen\r\nBrennstoffe mehr als Erdgas genutzt werden dürfen. § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 KWKG bezieht sich\r\njedoch auf die Stromerzeugung. Während erneuerbare Brennstoffe als auch Derivate von\r\nWasserstoff durch die Aufnahme der Definition von “Wärme aus erneuerbaren Energien”\r\ngem. der Begriffsbestimmung des Wärmeplanungsgesetzes auf der Wärmeseite von KWK-Anlagen berücksichtigt werden, würde bei Übernahme der Änderung aus dem\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 33\r\nReferentenentwurf eine entsprechende Zulässigkeit für den Einsatz zur Stromerzeugung fehlen. Diese würde durch die pauschale Streichung flüssiger Brennstoffe verhindert.\r\nWenn der Einsatz fossiler Brennstoffe außer Erdgas in Neuanlagen vermieden werden soll,\r\nsollte die Definition dies auch explizit so darstellen und anstelle der Formulierung des Referentenentwurfs die Begriffe\r\n“gasförmigen oder nicht fossilen flüssigen Brennstoffen”\r\nverwendet werden.\r\n5.4 § 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\nDie Gesetzesänderung soll das KWKG an die Erfordernisse der überarbeiten EU-Energieeffizienzrichtlinie (EED) anpassen und nimmt dabei Bezug auf Artikel 26 Abs. 1 der EED. Diese\r\nsieht nach Art. 26 Abs. 1 b) für effiziente Fernwärme- und Fernkältesysteme ab dem Jahr 2028\r\n“ein System [vor], das mindestens zu 50 % erneuerbare Energien, zu 50 % Abwärme, zu 50 %\r\nerneuerbare Energien und Abwärme, zu 80 % Wärme aus hocheffizienter KWK oder eine Kombination dieser in das Netz eingespeisten Energie- bzw. Wärmeformen nutzt, wobei der Anteil\r\nerneuerbarer Energien mindestens 5 % und der Gesamtanteil der erneuerbaren Energien, der\r\nAbwärme oder der Wärme aus hocheffizienter KWK mindestens 50 % beträgt”. Der in Art. 26\r\nAbs. 1 b) EED vorgegebene Anteil von 80% aus hocheffizienten KWK-Anlagen wird durch Änderung des § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG adressiert. Die Ergänzung in § 18 Abs. 1 Nr. 2 d) wiederholt\r\ndann jedoch die Vorgabe von 80 % Wärme aus hocheffizienter Kraft-Wärme-Koppelung und\r\nverlangt “mindestens 80% einer Kombination aus Wärme aus hocheffizienten KWK-Anlagen,\r\nWärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme, [...] wobei der Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5% beträgt”. Die EED gibt jedoch bei einer zulässigen Kombination von Wärme einen Mindestanteil von 50 Prozent vor. Um Kongruenz mit der EU-Energieeffizienzrichtlinie herzustellen, muss die Gesetzesänderung ebenfalls auf den Wert von 50\r\nstatt 80 Prozent bei der Kombination von Wärme angepasst werden.\r\nDarüber hinaus ist nicht erklärlich, warum der Zuschlag für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, welche nach dem 1. Januar 2028 in Betrieb genommen werden und welche die aktuellen Vorgaben der EU-Energieeffizienzrichtlinie erfüllen, nach § 19 Abs. 1 Nr. 2 auf 30 Prozent begrenzt sein sollen. Es sollten 40 Prozent der ansatzfähigen Investitionskoten des Neuoder Ausbaus von Wärmenetzen bei vollständiger Erfüllung der geltenden Kriterien der EUEED gelten. Darüber hinaus muss innerhalb von § 18 KWKG oder im gemäß dem Referentenentwurf neu zu fassenden § 35 Abs. 19 KWKG klargestellt werden, dass die bisherig geltenden\r\nRegelungen in § 18 Abs. 1 Satz 1 b) und § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG 2023 nicht nur für Wärme-\r\n/Kältenetze, die bis zum Zeitpunkt des Inkrafttretens des KWSG in Dauerbetrieb gehen,\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 33\r\nanwendbar sind, sondern auch für diejenigen Netze, für die gemäß § 20 Abs. 5 i.V. mit § 12\r\nKWKG 2023 ein entsprechender Vorbescheid ausgestellt worden ist.\r\n5.5 § 35 KWKG Übergangsbestimmungen\r\nGemäß der im Gesetzentwurf vorgesehenen, neuen Übergangsregelung in § 35 Abs. 19 KWKG\r\nsind § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, § 7 Abs. 5 Satz 2, § 15 Abs. 4 Satz 3, § 18 Absatz 1 und 2 und § 35\r\nAbsatz 17 Satz 4 bis 6 in der bis zum letztes Tages vor Inkrafttreten dieses Gesetzes geltenden\r\nFassung anzuwenden auf KWK-Anlagen und auf neue oder ausgebaute Fernwärme- und Kältenetze, die vor dem Tag des Inkrafttreten des Gesetzes im Fall von KWK-Anlagen erstmals den\r\nDauerbetrieb aufgenommen haben, oder im Fall einer Modernisierung wieder aufgenommen\r\nhaben oder im Fall von Fernwärme- oder Kältenetzen in Betrieb genommen wurden. Dies bedeutet, dass KWK-Anlagen, die erst nach Inkrafttreten des Gesetzes in Dauerbetrieb genommen worden sind, aber bereits Jahre vorher geplant und in Errichtung bzw. im Probebetrieb\r\nbefindlich sind, nach den durch das KWSG geänderten KWKG-Regelungen gefördert werden,\r\nwenn sie keinen Vorbescheid nach § 12 KWKG erhalten hatten, der zum Zeitpunkt des Beginns\r\ndes Dauerbetriebs noch gültig ist.\r\nDiese Problematik betrifft auch und nicht ausschließlich die Neudefinition des Begriffs “neue\r\nKWK-Anlage\" in § 2 Nr. 25 KWKG im Rahmen dieses Referentenentwurfs für Anlagenprojekte,\r\ndie bereits laufen und bei denen die Zeit zwischen Herstellung eines Anlagenteils und des Beginns des Dauerbetriebs der Anlage mehr als drei Jahre beträgt. Jenseits der grundsätzlichen\r\nKritik an der neu einzuführenden Dreijahresfrist (s. vorstehend unter Begriffsbestimmungen\r\nnach § 2 KWKG) müssen diejenigen Anlagen von der Neueinführung dieser Frist ausgenommen werden, die sich zum Inkrafttretenszeitpunkt des Gesetzes bereits in Planung bzw. in\r\nErrichtung befinden. Die unmittelbare Anwendung der neuen Definition würde dazu führen,\r\ndass zahlreiche KWK-Anlagen trotz Neuerrichtung keine “neuen KWK-Anlagen\" im Sinne des\r\nGesetzes mehr wären.\r\nIn jedem Falle ist zu beachten, dass diese Regelung nicht bereits existierende Vorbescheide\r\nüberlagert und die hierin festgestellte Weitergeltung der bisherigen Förderlage für unwirksam\r\nerklärt. Dies sollte in § 35 Abs. 19 KWKG (neu) noch klargestellt werden (s. vorherige Hinweise\r\nzu § 18 KWKG).\r\n5.6 Ausblick: Strategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025 notwendig\r\nKlar ist, dass diese Verlängerung nur eine kurzfristige Übergangslösung für die Investitionssicherheit laufender Projekte und zur Vermeidung des Stillstands beim KWK-, Fern- und Nahwärmeausbau dient. Um die Erreichung der deutschen Klimaschutzziele sicherzustellen, muss\r\ndie KWK-Förderung jedoch langfristig mit einer Laufzeit bis 2035 zukunftsfähig ausgestaltet\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 33\r\nwerden. Von zentraler Bedeutung wird dabei die Umstellung auf klimaneutrale Brennstoffe\r\nsein, wie insbesondere Wasserstoff, welche durch die KWK besonders effizient genutzt werden. Eine inhaltliche Weiterentwicklung sollte spätestens im Jahr 2025 erfolgen.\r\n6 Artikel 5: Änderung des Energiefinanzierungsgesetzes\r\nAufgrund der Kurzfristigkeit der Stellungnahme-Möglichkeit können die durch den Referentenentwurf im EnFG vorgesehenen Änderungen nicht abschließend bewertet werden, insbesondere hinsichtlich der Dualität an umlage- und haushaltsfinanzierten KraftAusG-Kosten. Der\r\nBDEW weist aber darauf hin, dass eine Teilfinanzierung der Kosten auf Basis einer Umlage nur\r\nmit termingebundener vorheriger Ankündigung und Veröffentlichung der Umlage eingeführt\r\nwerden darf, damit die Umlage entsprechend in die Strompreise und die Netzentgelte für das\r\nrelevante Kalenderjahr einberechnet werden kann.\r\nDarüber hinaus sollten möglichst keine zusätzlichen Finanzierungsrisiken für die Übertragungsnetzbetreiber bei der Abwicklung der KraftAusG entstehen. Für die verschiedenen KraftAusG-Finanzierungen ergeben sich hierbei folgende Lösungsansätze:\r\n- Beim umlagefinanzierten Teil sollte ein Liquiditäts-PuƯer eingeführt werden.\r\n- Beim haushaltsfinanzierten Teil sollten die Übertragungsnetzbetreiber bei Bedarf\r\nAnspruch auf unterjährige Ausgleichszahlungen gegenüber der Bundesrepublik\r\nDeutschland haben.\r\nIm Sinne einer dynamischeren Anreizwirkung der verschiedenen Preisbestandteile des Strompreises sollte perspektivisch eine Flexibilisierung dieser aber auch anderer Umlagen ebenfalls\r\nin Erwägung gezogen werden. Welchem Signal – dem Marktsignal oder einem Signal aus dem\r\nNetz – die Flexibilisierung der Umlagen folgen sollte, sollte bei der konkreten Ausgestaltung\r\nentschieden werden. Wichtig ist zu beachten, dass bei allen Maßnahmen Kosten und Nutzen\r\nabgewägt werden sowie die erforderlichen Voraussetzungen, wie zum Beispiel der erfolgte\r\nSmart Meter Rollout, geschaffen sind.\r\nAufgrund der erheblichen Zahlungsbeträge für die Abwicklung der KraftAusG-Zahlungen sieht\r\nder BDEW es außerdem als erforderlich an, dass alle Zahlungen an die Anlagenbetreiber nach\r\ndem KraftAusG nicht von den Verteilnetzbetreibern (Anschluss-Netzbetreibern) sondern unmittelbar von den jeweils regelzonenverantwortlichen Übertragungsnetzbetreibern abgerechnet und durchgeführt werden. Die Übertragungsnetzbetreiber sollten dann auch jegliche aus\r\ndiesen Zahlungen resultierenden Transparenzverpflichtungen übernehmen.\r\nBDEW-Stellungnahme Zum Referentenentwurf des KWSG\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 33\r\n7 Artikel 6: Änderung der BAFA Besondere Gebührenverordnung\r\nKeine Anmerkung.\r\n8 Artikel 7: Änderungen der Besondere Gebührenverordnung BNetzA\r\nKeine Anmerkung.\r\n9 Artikel 8: Beihilferechtlicher Vorbehalt\r\nKeine Anmerkung.\r\n10 Artikel 9: Inkrafttreten\r\nKeine Anmerkung. "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. 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Da die Anpassungen des KWKG als eigener Artikel in dem Gesetzentwurf verortet sind und auf Grund der bewährten Struktur der KWK-Förderung mit\r\nden Änderungen keine Auswirkungen auf den Bundeshaushalt einhergehen, fordert der\r\nBDEW, den KWKG-Teil aus dem Gesetz herauszulösen und mit wenigen, jedoch dringenden\r\nAnpassungen separat vom restlichen Kraftwerkssicherheitsgesetz in jedem Fall zu beschließen. Der dringende Änderungsbedarf bezieht sich auf die nachfolgenden Formulierungen\r\ndes Artikel 3 zum Referentenentwurf zum Kraftwerkssicherheitsgesetz.\r\n§§ 18 und 22 Verlängerung der zeitlichen Geltungsdauer des KWK-Gesetzes\r\nDer BDEW begrüßt die Änderungen des KWK-Gesetzes zur Ermöglichung einer Inbetriebnahme von KWK-Anlagen, Wärme-/Kältenetzen und Wärme-/Kältespeichern nach dem 31.\r\nDezember 2026. Hinsichtlich der neuen Regelungen zu Wärme-/Kältenetzen und Wärme-\r\n/Kältespeichern sollte jedoch klarstellend auf eine “verbindliche Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen [...]“ abgezielt werden, da es selten einen Generalübernehmer gibt, der\r\nalle Bauleistungen erledigt. Meist sind mehrere Bauleistungen erforderlich und z.B. bei einem Rahmenvertrag Abrufe möglich für Tiefbau, für Rohrleitungen u.ä. Ohne die Klarstellung\r\nzu den wesentlichen Bauleistungen würde das Fehlen einer untergeordneten Bauleistung die\r\nFrist gefährden und zu erheblicher Unsicherheit führen, die mit der Gesetzänderung eigentlich aufgehoben werden soll. Durch diese Änderung wird ein aus Sicht des BDEW beihilferechtlich risikoarmes Verfahren gewählt, angesichts der noch ausstehenden Entscheidung\r\ndes EuGH aufgrund des Rechtsmittelverfahrens gegen die EuG-Entscheidung vom Januar\r\n2024 zum KWKG 2020.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 18 Abs. 1 Nr. 1 a)\r\nbb) nach dem 31. Dezember 2026, aber vor dem 1. Januar 2028, sofern für das Vorhaben bis zum 31. Dezember 2026\r\naaa) sämtliche nach Landesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben\r\nund das Wärmenetz bis zum Ende des vierten Jahres nach dem Vorliegen der letzten\r\nfür das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigung in Betrieb genommen worden ist oder\r\nbbb) sofern nach Landesrecht keine Genehmigung erforderlich ist, eine verbindliche\r\nBeauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist,“\r\nb) in den Fällen der Nummer 2 Buchstabe c und d nach dem 31. Dezember 2027, sofern für\r\ndas Vorhaben bis zum 31. Dezember 2026\r\naa) Sämtliche für das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben und das Wärmenetz bis zum Ende des vierten Jahres nach dem\r\nVorliegen der letzten für das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigung\r\nin Betrieb genommen worden ist oder\r\nbb) Sofern für das Vorhaben nach Landesrecht keine Genehmigung erforderlich ist,\r\neine verbindliche Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist,“.\r\n§ 22 Abs. 1 Nr. b)\r\nnach dem 31. Dezember 2026, sofern für das Vorhaben bis zum 31. Dezember 2026\r\naa) sämtliche nach Landesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben\r\nund der Wärmespeicher bis zum Ende des vierten Jahres nach dem Vorliegen der letzten für das Vorhaben nach Landesrecht erforderlichen Genehmigung in Betrieb genommen worden ist oder\r\nbb) sofern nach Landesrecht keine Genehmigung erforderlich ist, bis zum 31. Dezember 2026 eine verbindliche Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist,“\r\n§ 2 KWKG Begriffsbestimmungen\r\n§ 2 Nr. 25: Die Begriffsdefinition einer “neuen KWK-Anlage\" soll auf \"fabrikneue Anlagenteile die bei Aufnahme des Dauerbetriebs nicht älter als drei Jahre sind,\" erweitert werden.\r\nDiese Erweiterung ist höchstproblematisch und dringend abzulehnen. Dies bedeutet in der\r\nFolge, dass die Bauzeit einer Anlage auf der Baustelle künftig nicht länger als drei Jahre dauern darf. Eine solche Regelung könnte defacto alle laufenden Großprojekte zum Stillstand\r\nbringen, weil bei längerer Errichtungsdauer dann eigentlich fabrikneue Anlagenteile ihren\r\nStatus per Gesetz verlieren würden. Bei fabrikneuen Anlagenteilen eine Alterung durch Unbenutzung nach drei Jahren anzunehmen, erscheint zudem realitätsfern. Diese Regelung\r\npasst auch nicht zur KWKAusV, nach welcher auch erst Zuschläge 54 Monate KWK-Ausschreibung erlöschen. Daher sollte die bisherige Definition beibehalten werden, welche ohne eine\r\nentsprechende Frist auf “fabrikneue Anlagenteile” und damit auf die Tatsache, dass diese\r\nAnlagenteile nicht vorher in einer anderen Anlage eingebaut und dort benutzt worden sind,\r\nabzielt.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 2 Nr. 25\r\n„neue KWK-Anlagen“ Anlagen mit fabrikneuen Anlagenteilen die bei Aufnahme des Dauerbetriebs nicht älter als drei Jahre sind“,\r\nDie Definition der unvermeidbaren Abwärme soll wortgleich der Definition im Wärmeplanungsgesetz entsprechen. Eine Angleichung der Begrifflichkeiten und Anwendung ist zielführend. Die Gleichstellung im Gesetzentwurf ist jedoch unvollständig und sollte vollständig\r\ndem Wärmeplanungsgesetz gleichgesetzt werden:\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 2 Nr. 29c.\r\n„unvermeidbare Abwärme“ Wärme, die als unvermeidbares Nebenprodukt in einer Industrieanlage, einer Stromerzeugungsanlage oder im tertiären Sektor anfällt und ohne den Zugang\r\nzu einem Wärmenetz ungenutzt in die Luft oder in das Wasser abgeleitet werden würde; Abwärme gilt als unvermeidbar, soweit sie aus wirtschaftlichen, sicherheitstechnischen oder\r\nsonstigen Gründen im Produktionsprozess nicht nutzbar ist und nicht mit vertretbarem Aufwand verringert werden kann, gemäß § 3 Absatz 1 Nummer 13 und § 3 Absatz 4 des Wärmeplanungsgesetzes“.\r\n§ 6 KWKG Zuschlagberechtigte neue, modernisierte oder nachgerüstete KWK-Anlagen - weitere Änderungen\r\nMit der Streichung der flüssigen Brennstoffe aus der enumerativen Aufzählung der förderfähigen Brennstoffe in § 6 Absatz 1 Satz 1 Nummer 2 KWKG sollen die Vorgaben der EU-Energieeffizienzrichtlinie umgesetzt werden, wonach in neuen Wärmequellen keine anderen fossilen Brennstoffe mehr als Erdgas genutzt werden dürfen. § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 2 KWKG bezieht sich jedoch auf die Stromerzeugung. Während erneuerbare Brennstoffe als auch Derivate von Wasserstoff durch die Aufnahme der Definition von “Wärme aus erneuerbaren\r\nEnergien” gem. der Begriffsbestimmung des Wärmeplanungsgesetzes auf der Wärmeseite\r\nvon KWK-Anlagen berücksichtigt werden, würde bei Übernahme der Änderung aus dem Referentenentwurf eine entsprechende Zulässigkeit für den Einsatz zur Stromerzeugung fehlen.\r\nDiese würde durch die pauschale Streichung flüssiger Brennstoffe verhindert.\r\nWenn der Einsatz fossiler Brennstoffe außer Erdgas in Neuanlagen vermieden werden soll,\r\nsollte die Definition dies auch explizit so darstellen:\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 6 Nr. 2\r\ndie Anlagen Strom auf Basis von Abfall, Abwärme, Biomasse, oder gasförmigen Brennstoffen\r\noder nicht fossilen flüssigen Brennstoffen gewinnen,\r\n§ 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\nDie Gesetzesänderung soll das KWKG an die Erfordernisse der überarbeiten EU-Energieeffizienzrichtlinie (EED) anpassen und nimmt dabei Bezug auf Artikel 26 Abs. 1 der EED. Diese\r\nsieht nach Art. 26 Abs. 1 b) für effiziente Fernwärme- und Fernkältesysteme ab dem Jahr\r\n2028 “ein System [vor], das mindestens zu 50 % erneuerbare Energien, zu 50 % Abwärme, zu\r\n50 % erneuerbare Energien und Abwärme, zu 80 % Wärme aus hocheffizienter KWK oder\r\neine Kombination dieser in das Netz eingespeisten Energie- bzw. Wärmeformen nutzt, wobei\r\nder Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5 % und der Gesamtanteil der erneuerbaren\r\nEnergien, der Abwärme oder der Wärme aus hocheffizienter KWK mindestens 50 % beträgt”.\r\nDer in Art. 26 Abs. 1 b) EED vorgegebene Anteil von 80% aus hocheffizienten KWK-Anlagen\r\nwird durch Änderung des § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG adressiert. Die Ergänzung in § 18 Abs. 1\r\nNr. 2 d) wiederholt dann jedoch die Vorgabe von 80 % Wärme aus hocheffizienter KraftWärme-Koppelung und verlangt “mindestens 80% einer Kombination aus Wärme aus\r\nhocheffizienten KWK-Anlagen, Wärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme, [...] wobei der Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5% beträgt”. Die EED gibt\r\njedoch bei einer zulässigen Kombination von Wärme einen Mindestanteil von 50 Prozent\r\nvor. Um Kongruenz mit der EU-Energieeffizienzrichtlinie herzustellen, muss die Gesetzesänderung ebenfalls auf den Wert von 50 statt 80 Prozent bei der Kombination von Wärme angepasst werden:\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 18 Abs. 1 Nr. 2\r\nd) mindestens zu 850 Prozent mit einer Kombination aus Wärme aus hocheffizienten\r\nKWK-Anlagen, Wärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme,\r\ndie ohne zusätzlichen Brennstoffeinsatz bereitgestellt wird, erfolgt, wobei der Anteil\r\nerneuerbarer Energien mindestens 5% beträgt und“.\r\nDarüber hinaus ist nicht erklärlich, warum der Zuschlag für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, welche nach dem 1. Januar 2028 in Betrieb genommen werden und welche die\r\naktuellen Vorgaben der EU-Energieeffizienzrichtlinie erfüllen, nach § 19 Abs. 1 Nr. 2 auf 30\r\nProzent begrenzt sein sollen. Es sollten 40 Prozent der ansatzfähigen Investitionskosten des\r\nNeu- oder Ausbaus von Wärmenetzen bei vollständiger Erfüllung der geltenden Kriterien\r\nder EU-EED gelten. Darüber hinaus muss innerhalb von § 18 KWKG oder im gemäß dem Referentenentwurf neu zu fassenden § 35 Abs. 19 KWKG klargestellt werden, dass die bisherig\r\ngeltenden Regelungen in § 18 Abs. 1 Satz 1 b) und § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG 2023 nicht nur\r\nfür Wärme-/Kältenetze, die bis zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der KWKG-Änderungen in\r\nDauerbetrieb gehen, anwendbar sind, sondern auch für diejenigen Netze, für die gemäß § 20\r\nAbs. 5 i.V. mit § 12 KWKG 2023 ein entsprechender Vorbescheid ausgestellt worden ist.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 19 Abs. 1 Satz 2 Nr. 2\r\n340 Prozent der ansatzfähigen Investitionskosten des Neu- oder Ausbaus in den Fällen\r\ndes § 18 Absatz 1 Nummer 2 Buchstaben c und d.\r\n§ 35 KWKG Übergangsbestimmungen\r\nGemäß der im Gesetzentwurf vorgesehenen, neuen Übergangsregelung in § 35 Abs. 19\r\nKWKG sind § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, § 7 Abs. 5 Satz 2, § 15 Abs. 4 Satz 3, § 18 Absatz 1 und 2\r\nund § 35 Absatz 17 Satz 4 bis 6 in der bis zum letztes Tages vor Inkrafttreten dieses Gesetzes\r\ngeltenden Fassung anzuwenden auf KWK-Anlagen und auf neue oder ausgebaute Fernwärme- und Kältenetze, die vor dem Tag des Inkrafttreten des Gesetzes im Fall von KWK-Anlagen erstmals den Dauerbetrieb aufgenommen haben, oder im Fall einer Modernisierung\r\nwieder aufgenommen haben oder im Fall von Fernwärme- oder Kältenetzen in Betrieb genommen wurden. Dies bedeutet, dass KWK-Anlagen, die erst nach Inkrafttreten des Gesetzes in Dauerbetrieb genommen worden sind, aber bereits Jahre vorher geplant und in Errichtung bzw. im Probebetrieb befindlich sind, nach den geänderten KWKG-Regelungen\r\ngefördert werden, wenn sie keinen Vorbescheid nach § 12 KWKG erhalten hatten, der zum\r\nZeitpunkt des Beginns des Dauerbetriebs noch gültig ist.\r\nDiese Problematik betrifft auch und nicht ausschließlich die Neudefinition des Begriffs\r\n“neue KWK-Anlage\" in § 2 Nr. 25 KWKG im Rahmen dieses Referentenentwurfs für Anlagenprojekte, die bereits laufen und bei denen die Zeit zwischen Herstellung eines Anlagenteils\r\nund des Beginns des Dauerbetriebs der Anlage mehr als drei Jahre beträgt. Jenseits der\r\ngrundsätzlichen Kritik an der neu einzuführenden Dreijahresfrist (s. vorstehend unter Begriffsbestimmungen nach § 2 KWKG) müssen diejenigen Anlagen von der Neueinführung\r\ndieser Frist ausgenommen werden, die sich zum Inkrafttretenszeitpunkt des Gesetzes bereits in Planung bzw. in Errichtung befinden. Die unmittelbare Anwendung der neuen Definition würde dazu führen, dass zahlreiche KWK-Anlagen trotz Neuerrichtung keine “neuen\r\nKWK-Anlagen\" im Sinne des Gesetzes mehr wären.\r\nIn jedem Falle ist zu beachten, dass diese Regelung nicht bereits existierende Vorbescheide\r\nüberlagert und die hierin festgestellte Weitergeltung der bisherigen Förderlage für unwirksam erklärt. Dies sollte in § 35 Abs. 19 KWKG (neu) noch klargestellt werden (s. vorherige\r\nHinweise zu § 18 KWKG).\r\nÄnderungsvorschlag eines neuen § 35 Abs. 23 KWKG:\r\n(23) Auf KWK-Anlagen, die nach dem [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] in\r\nDauerbetrieb genommen worden sind, ist § 2 Nummer 25 in der am [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] geltenden Fassung anzuwenden, wenn für das Vorhaben bis\r\nzum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes]\r\na) eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz in der jeweils geltenden Fassung vorgelegen hat oder\r\nb) soweit keine Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz für das Vorhaben erforderlich ist, bis zum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes]\r\neine verbindliche Bestellung der Anlage oder im Fall einer Modernisierung eine verbindliche Bestellung der wesentlichen die Effizienz bestimmenden Anlagenteile im\r\nSinn des § 2 Nummer 18 erfolgt ist.\r\nSatz 1 gilt entsprechend für Anlagen, für die bis zum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] ein Vorbescheid nach § 12 ausgestellt worden ist, dessen Geltungsdauer noch\r\nnicht vor dem [Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] erloschen war.\r\nAusblick: Strategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025 notwendig\r\nKlar ist, dass diese Verlängerung nur eine kurzfristige Übergangslösung für die Investitionssicherheit laufender Projekte und zur Vermeidung des Stillstands beim KWK-, Fern- und Nahwärmeausbau dient. Um die Erreichung der deutschen Klimaschutzziele sicherzustellen,\r\nmuss die KWK-Förderung jedoch langfristig mit einer Laufzeit bis 2035 zukunftsfähig ausgestaltet werden. Von zentraler Bedeutung wird dabei die Umstellung auf klimaneutrale\r\nBrennstoffe sein, wie insbesondere Wasserstoff, welche durch die KWK besonders effizient\r\ngenutzt werden. Eine inhaltliche Weiterentwicklung sollte spätestens im Jahr 2025 erfolgen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundeskanzleramt (BKAmt)","shortTitle":"BKAmt","url":"https://www.bundeskanzler.de/bk-de","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) (20. WP)","shortTitle":"BMWK (20. 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Aber auch für bereits im Bau befindliche Projekte bietet der derzeitige Geltungsrahmen keine hinreichende Investitionssicherheit mehr, da eine Fertigstellung der Bauvorhaben\r\neinschließlich des Probebetriebes bis Ende 2026 nicht garantiert werden kann. Diese Problematik gilt sowohl für die Inbetriebnahme von derzeit in Bau befindlicher KWK-Anlagen als\r\nauch für dringend notwendige Investitionen in Infrastruktur wie Wärmespeicher und Wärmenetze.\r\nUm sowohl die Bestandsprojekte abzusichern und zumindest weitere Investitionen in den\r\nFernwärmeausbau als ein zentrales Element der Wärmewende zu ermöglichen, müssen die\r\nParteien im Deutschen Bundestag noch in der laufenden Legislaturperiode eine kurzfristige\r\nLösung dieser Problematik des KWKG beschließen.\r\nUnter Abwägung der für die Rechtssicherheit des KWKG sehr relevanten beihilferechtlichen\r\nAspekte präferiert der BDEW den Vorschlag zur Verlängerung aus dem BMWK-Referentenentwurf zum Kraftwerkssicherheitsgesetz (Artikel 3) vom 30.10.2024:\r\n• Inbetriebnahme von KWK-Anlagen (§ 6 KWKG) nach dem 31. Dezember 2026, sofern für das Vorhaben bis zum Stichtag des Auslaufens der beihilferechtlichen Genehmigung (31.12.2026) eine Genehmigung nach dem BImSchG vorgelegen hat bzw.\r\neine verbindliche Bestellung der Anlage erfolgt ist, und der Beginn des Dauerbetriebs\r\nder Anlage jeweils zum Ende des vierten Jahres nach Vorliegen der Genehmigung\r\nbzw. verbindlichen Bestellung erfolgte.\r\n• Inbetriebnahme eines neuen oder ausgebauten Wärme- oder Kältenetzes (§ 18\r\nKWKG) nach dem 31. Dezember 2026, sofern für das Vorhaben sämtliche nach Landesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben bzw. eine verbindliche\r\nBeauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist, und das Wärme- oder Kältenetz jeweils bis zum Ende des vierten Jahres nach dem Vorliegen der letzten für das\r\nVorhaben erforderlichen Genehmigung bzw. verbindlichen Beauftragung in Betrieb\r\ngenommen worden ist.\r\n• Inbetriebnahme eines neuen Wärme- oder Kältespeichers nach dem 31. Dezember\r\n(§ 22 KWKG) nach dem 31. Dezember 2026, sofern für das Vorhaben sämtliche nach\r\nLandesrecht erforderlichen Genehmigungen vorgelegen haben bzw. eine verbindliche Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen erfolgt ist, und der Wärme- oder\r\nKältespeicher jeweils bis zum Ende des vierten Jahres nach dem Vorliegen der letzten\r\nfür das Vorhaben erforderlichen Genehmigung bzw. verbindlichen Beauftragung in\r\nBetrieb genommen worden ist.\r\n• Überarbeitung des dann nicht mehr notwendigen beihilferechtlichen Vorbehaltes\r\nnach § 35 Abs. 19 KWKG.\r\nIn dem BMWK-Referentenwurf müssten darüber hinaus noch geringfügigere Klarstellungen ergänzt werden, welche der BDEW in einer Formulierungshilfe kurzfristig darlegen\r\nwird.\r\nStrategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025 notwendig\r\nKlar ist, dass diese Verlängerung nur eine kurzfristige Übergangslösung für die Investitionssicherheit laufender Projekte und zur Vermeidung des Stillstands beim KWK-, Fern- und Nahwärmeausbau dient. Um die Erreichung der deutschen Klimaschutzziele sicherzustellen,\r\nmuss die KWK-Förderung jedoch langfristig mit einer Laufzeit bis 2035 zukunftsfähig ausgestaltet werden. Von zentraler Bedeutung wird dabei die Umstellung auf klimaneutrale\r\nBrennstoffe sein, wie insbesondere Wasserstoff, welche durch die KWK besonders effizient\r\ngenutzt werden. Eine inhaltliche Weiterentwicklung sollte spätestens im Jahr 2025 erfolgen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2024-11-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013952","regulatoryProjectTitle":"Verlängerung des KWKG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ca/98/387903/Stellungnahme-Gutachten-SG2412190095.pdf","pdfPageCount":4,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nFormulierungshilfe zur KWKG-Verlängerung\r\nAm 11. Dezember 2024 wurde die Formulierungshilfe für einen Gesetzentwurf zur Änderung\r\ndes Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften verabschiedet. Der Entwurf beinhaltet mehrere Regelungen zur Verlängerung des KWKG, welche\r\ndringend geboten sind und sehr schnell umgesetzt werden müssen. Der BDEW begrüßt, dass\r\ndie beteiligten Fraktionen damit der Empfehlung folgen, den entsprechenden Artikel aus\r\ndem Entwurf eines Kraftwerkssicherheitsgesetzes vom 22. November 2024 herauszulösen\r\nund einen Beschluss der dringend benötigten KWKG-Verlängerung umzusetzen. Sehr positiv\r\nist, dass bereits einige wichtige Änderungen gegenüber dem ursprünglichen Entwurf zum\r\nKraftwerkssicherheitsgesetz umgesetzt wurden. Dazu zählen die Abstellung auf die Beauftragung der wesentlichen Bauleistungen im Rahmen der Inbetriebnahme von Wärme-/Kältenetzen und Wärme-/Kältespeichern, der Gleichlaut der Definition von „unvermeidbarer Abwärme“ mit dem Wärmeplanungsgesetz sowie die Berücksichtigung nicht fossiler flüssiger\r\nBrennstoffe.\r\nEs verbleiben jedoch noch zwei kritische Punkte, die bei der Umsetzung einer Gesetzesänderung unbedingt Berücksichtigung finden müssen:\r\n1) Anlagendefinition von in Umsetzung befindlichen Projekten\r\n§ 2 KWKG Begriffsbestimmungen i. V. m. § 35 KWKG Übergangsbestimmungen\r\n§ 2 Nr. 25: Die Begriffsdefinition einer “neuen KWK-Anlage\" soll auf \"fabrikneue Anlagenteile die bei Aufnahme des Dauerbetriebs nicht älter als fünf Jahre sind,\" erweitert werden.\r\nIn der Formulierungshilfe wurde das zulässige Anlagenalter zwar von drei auf fünf Jahre gegenüber dem ursprünglichen KWSG-Entwurf erweitert. Der BDEW hatte sich für die Beibehaltung der bisherigen Definition des KWKG 2023 ausgesprochen. Während Neu-Projekte\r\nmit einem Planungshorizont von fünf Jahren womöglich dieses Kriterium erfüllen können,\r\nkönnte sich eine solche Regelung jedoch weiterhin massiv auf laufende Großprojekte auswirken, da sie Gefahr laufen, ihre Förderfähigkeit zu verlieren. Zumindest für die in Umsetzung\r\nbefindlichen Projekte, müssen entsprechende Übergangsregelungen geschaffen werden, um\r\nden Vertrauens- und Investitionsschutz der beteiligten Unternehmen zu gewährleisten.\r\nGemäß der im Gesetzentwurf vorgesehenen, neuen Übergangsregelung in § 35 Abs. 19\r\nKWKG sind § 6 Abs. 1 Satz 1 Nr. 1, § 7 Abs. 5 Satz 2, § 15 Abs. 4 Satz 3, § 18 Absatz 1 und 2\r\nund § 35 Absatz 17 Satz 4 bis 6 in der bis zum letztes Tages vor Inkrafttreten dieses Gesetzes\r\ngeltenden Fassung anzuwenden auf KWK-Anlagen und auf neue oder ausgebaute Fernwärme- und Kältenetze, die vor dem Tag des Inkrafttreten des Gesetzes im Fall von KWK-Anlagen erstmals den Dauerbetrieb aufgenommen haben, oder im Fall einer Modernisierung\r\nwieder aufgenommen haben oder im Fall von Fernwärme- oder Kältenetzen in Betrieb genommen wurden. Dies bedeutet, dass KWK-Anlagen, die erst nach Inkrafttreten des Gesetzes in Dauerbetrieb genommen worden sind, aber bereits Jahre vorher geplant und in\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 4\r\nErrichtung bzw. im Probebetrieb befindlich sind, nach den geänderten KWKG-Regelungen\r\ngefördert werden, wenn sie keinen Vorbescheid nach § 12 KWKG erhalten hatten, der zum\r\nZeitpunkt des Beginns des Dauerbetriebs noch gültig ist.\r\nDiese Problematik betrifft auch und nicht ausschließlich die Neudefinition des Begriffs\r\n“neue KWK-Anlage\" in § 2 Nr. 25 KWKG im Rahmen dieses Gesetzentwurfs für Anlagenprojekte, die bereits laufen und bei denen die Zeit zwischen Herstellung eines Anlagenteils und\r\ndes Beginns des Dauerbetriebs der Anlage mehr als fünf Jahre beträgt. Jenseits der grundsätzlichen Kritik an der neu einzuführenden Fünfjahresfrist müssen diejenigen Anlagen von\r\nder Neueinführung dieser Frist ausgenommen werden, die sich zum Inkrafttretenszeitpunkt des Gesetzes bereits in Planung bzw. in Errichtung befinden. Die unmittelbare Anwendung der neuen Definition würde dazu führen, dass zahlreiche KWK-Anlagen trotz Neuerrichtung keine “neuen KWK-Anlagen\" im Sinne des Gesetzes mehr wären.\r\nIn jedem Falle ist zu beachten, dass diese Regelung nicht bereits existierende Vorbescheide\r\nüberlagert und die hierin festgestellte Weitergeltung der bisherigen Förderlage für unwirksam erklärt. Dies sollte in § 35 Abs. 19 KWKG (neu) noch klargestellt werden.\r\nÄnderungsvorschlag eines neuen § 35 Abs. 23 KWKG:\r\n(23) Auf KWK-Anlagen, die nach dem [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] in\r\nDauerbetrieb genommen worden sind, ist § 2 Nummer 25 in der am [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] geltenden Fassung anzuwenden, wenn für das Vorhaben bis\r\nzum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes]\r\na) eine Genehmigung nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz in der jeweils geltenden Fassung vorgelegen hat oder\r\nb) soweit keine Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz für das Vorhaben erforderlich ist, bis zum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes]\r\neine verbindliche Bestellung der Anlage oder im Fall einer Modernisierung eine verbindliche Bestellung der wesentlichen die Effizienz bestimmenden Anlagenteile im\r\nSinn des § 2 Nummer 18 erfolgt ist.\r\nSatz 1 gilt entsprechend für Anlagen, für die bis zum [Tag vor dem Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] ein Vorbescheid nach § 12 ausgestellt worden ist, dessen Geltungsdauer noch\r\nnicht vor dem [Tag des Inkrafttretens dieses Gesetzes] erloschen war.\r\n2) Richtigstellung der Anpassung an Erfordernisse der EU-Energieeffizienzrichtlinie (EED)\r\n§ 18 Zuschlagberechtigter Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, § 19 Höhe des Zuschlags\r\nfür den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen\r\nDie Gesetzesänderung soll das KWKG an die Erfordernisse der überarbeiten EU-Energieeffizienzrichtlinie (EED) anpassen und nimmt dabei Bezug auf Artikel 26 Abs. 1 der EED. Diese\r\nsieht nach Art. 26 Abs. 1 b) für effiziente Fernwärme- und Fernkältesysteme ab dem Jahr\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 4\r\n2028 “ein System [vor], das mindestens zu 50 % erneuerbare Energien, zu 50 % Abwärme, zu\r\n50 % erneuerbare Energien und Abwärme, zu 80 % Wärme aus hocheffizienter KWK oder\r\neine Kombination dieser in das Netz eingespeisten Energie- bzw. Wärmeformen nutzt, wobei\r\nder Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5 % und der Gesamtanteil der erneuerbaren\r\nEnergien, der Abwärme oder der Wärme aus hocheffizienter KWK mindestens 50 % beträgt”.\r\nDer in Art. 26 Abs. 1 b) EED vorgegebene Anteil von 80% aus hocheffizienten KWK-Anlagen\r\nwird durch Änderung des § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG adressiert. Die Ergänzung in § 18 Abs. 1\r\nNr. 2 d) wiederholt dann jedoch die Vorgabe von 80 % Wärme aus hocheffizienter KraftWärme-Koppelung und verlangt “mindestens 80% einer Kombination aus Wärme aus hocheffizienten KWK-Anlagen, Wärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme, [...] wobei der Anteil erneuerbarer Energien mindestens 5% beträgt”. Die EED gibt\r\njedoch bei einer zulässigen Kombination von Wärme einen Mindestanteil von 50 Prozent\r\nvor. Um Kongruenz mit der EU-Energieeffizienzrichtlinie herzustellen, muss die Gesetzesänderung ebenfalls auf den Wert von 50 statt 80 Prozent bei der Kombination von Wärme angepasst werden:\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 18 Abs. 1 Nr. 2\r\nd) mindestens zu 850 Prozent mit einer Kombination aus Wärme aus hocheffizienten\r\nKWK-Anlagen, Wärme aus erneuerbaren Energien oder unvermeidbarer Abwärme,\r\ndie ohne zusätzlichen Brennstoffeinsatz bereitgestellt wird, erfolgt, wobei der Anteil\r\nerneuerbarer Energien mindestens 5% beträgt und“.\r\nDarüber hinaus ist nicht erklärlich, warum der Zuschlag für den Neu- und Ausbau von Wärmenetzen, welche nach dem 1. Januar 2028 in Betrieb genommen werden und welche die\r\naktuellen Vorgaben der EU-Energieeffizienzrichtlinie erfüllen, nach § 19 Abs. 1 Nr. 2 auf 30\r\nProzent begrenzt sein sollen. Es sollten 40 Prozent der ansatzfähigen Investitionskosten des\r\nNeu- oder Ausbaus von Wärmenetzen bei vollständiger Erfüllung der geltenden Kriterien\r\nder EU-EED gelten. Darüber hinaus muss innerhalb von § 18 KWKG oder im gemäß des Gesetzentwurfs neu zu fassenden § 35 Abs. 19 KWKG klargestellt werden, dass die bisherig geltenden Regelungen in § 18 Abs. 1 Satz 1 b) und § 18 Abs. 1 Nr. 2 c) KWKG 2023 nicht nur für\r\nWärme-/Kältenetze, die bis zum Zeitpunkt des Inkrafttretens der KWKG-Änderungen in Dauerbetrieb gehen, anwendbar sind, sondern auch für diejenigen Netze, für die gemäß § 20\r\nAbs. 5 i.V. mit § 12 KWKG 2023 ein entsprechender Vorbescheid ausgestellt worden ist.\r\nÄnderungsvorschlag:\r\n§ 19 Abs. 1 Satz 2 Nr. 2\r\n340 Prozent der ansatzfähigen Investitionskosten des Neu- oder Ausbaus in den Fällen\r\ndes § 18 Absatz 1 Nummer 2 Buchstaben c und d.\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 4\r\nAusblick: Strategische Weiterentwicklung der KWK ab 2025 notwendig\r\nKlar ist, dass diese Verlängerung nur eine kurzfristige Übergangslösung für die Investitionssicherheit laufender Projekte und zur Vermeidung des Stillstands beim KWK-, Fern- und Nahwärmeausbau dient. Um die Erreichung der deutschen Klimaschutzziele sicherzustellen,\r\nmuss die KWK-Förderung jedoch langfristig mit einer Laufzeit bis 2035 zukunftsfähig ausgestaltet werden. Von zentraler Bedeutung wird dabei die Umstellung auf klimaneutrale\r\nBrennstoffe sein, wie insbesondere Wasserstoff, welche durch die KWK besonders effizient\r\ngenutzt werden. 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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. 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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. 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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":"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. WP)","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":20}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wohnen, Stadtentwicklung und Bauwesen (BMWSB)","shortTitle":"BMWSB","url":"https://www.bmwsb.bund.de/Webs/BMWSB/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":20}}]},"sendingDate":"2024-12-05"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0013956","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung der Neuen Energie-Agenda der CDU/CSU-Bundestagsfraktion","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/30/82/387911/Stellungnahme-Gutachten-SG2412190096.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":"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 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\r\neuropäisch: 20457441380-38.\r\nDeutschland braucht eine erfolgreiche Elektromobilität, damit wir als Technologiestandort\r\ninternational vorne mitspielen. Ein starker Heimatmarkt für Elektromobilität ist die beste\r\nStandortpolitik!\r\nGut ist: Die Automobilindustrie und die Energie- und Ladebranche investieren seit Jahren\r\nmassiv in die Elektromobilität in Deutschland. Der Branche ist klar: Technologieführerschaft in\r\nder Mobilität von Morgen ist digital und elektrisch. In einem starken Leitmarkt können wir die\r\nProdukte und Dienstleistungen erfolgreich entwickeln.\r\nGut ist auch: Wir sind inzwischen im Massenmarkt angekommen, Elektromobilität wird in den\r\nnächsten Jahren ein „Neues Normal“ auf Deutschlands Straßen sein.\r\nSchlecht ist: Das Vertrauen des Marktes in die staatlichen Rahmenbedingungen leidet unter\r\nder politischen Diskussion ebenso wie das Vertrauen der Kunden in die Technologie.\r\nDer BDEW fordert für einen starken Elektromobilitätsmarkt:\r\n1. Europäisch denken – keine deutschen Sonderregeln, Elektromobilität endet nicht an\r\nder Landesgrenze.\r\n2. EU CO2-Flottengrenzwerte beibehalten, sie sind aktuell die verlässlichste\r\nRahmensetzung für die Elektromobilität.\r\n3. Nachhaltige Steueranreize für E-Fahrzeuge setzen statt teurer Förderprogramme.\r\n4. Ladesäulenausbau entbürokratisieren: Flächen öffnen, Genehmigungen entschlacken.\r\n5. Staatliche Ladesäulen-Förderung beenden – der Wettbewerb liefert schneller und besser!\r\nDie regelmäßige BDEW-Umfrage unter E-Autofahrerinnen und -fahrern zeigt: 97 Prozent\r\nwürden sich wieder für den Kauf eines Elektroautos entscheiden. 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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, 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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V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 1 von 6\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten über\r\n1.900 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 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. Registereintrag europäisch: 20457441380-38"},"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":"2025-02-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015015","regulatoryProjectTitle":"Regelungsvorschläge zur Anpassung der nationalen Gasspeicherfüllstandsvorgaben","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/4c/eb/489564/Stellungnahme-Gutachten-SG2503120003.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. Registereintrag europäisch: 20457441380-38"},"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":"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":"2025-02-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0015054","regulatoryProjectTitle":"Vorschläge für das Omnibus-Paket zur Vereinfachung der Vorgaben zur Nachhaltigkeitsberichterstattung und der Lieferkettensorgfaltspflichten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/75/21/490410/Stellungnahme-Gutachten-SG2503130015.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 Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) in 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 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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Science of The Total Environment.\r\nVolume 829: 154237. URL: https://doi.org/10.1016/j.scitotenv.2022.154237\r\nScher, D. P. et al. (2019). D. P. Scher, J. E. Kelly, C. A. Huset, K. M. Barry, V. L. Yingling. Does soil\r\ntrack-in contribute to house dust concentrations of perfluoroalkyl acids (PFAAs) in areas affected\r\nby soil or water contamination? Journal of exposure science and environmental epidemiology.\r\nVolume 29: 218–226. URL: https://doi.org/10.1038/s41370-018-0101-6\r\nShoeib, M. et al. (2011). M. Shoeib, T. Harner, G. M. Webster, S. C. Lee. Indoor sources of polyand perfluorinated compounds (PFCS) in Vancouver, Canada: implications for human exposure.\r\nPFAS-Verschmutzung der Umwelt –\r\nDimension und mögliche Lösungen\r\nSeite 27 von 27\r\nEnvironmental Science and Technology. Volume 45, issue 19: 7999-8005. URL:\r\nhttps://doi.org/10.1021/es103562v\r\nExner, M. et al. (2006). M. Exner, H. Färber. Perfluorinated surfactants in surface and drinking\r\nwaters. 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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. 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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. 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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\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. 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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, 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. Registereintrag europäisch: 20457441380-38"},"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":"2025-06-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017198","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) zur Investitionssicherheit, Systemstabilität und regionalen Steuerung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/15/d7/549790/Stellungnahme-Gutachten-SG2506250001.pdf","pdfPageCount":25,"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, 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":"RV0017199","regulatoryProjectTitle":"Neufassung des Gebäudeenergiegesetzes (GEG), Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) und Anpassungen des Wärmeplanungsgesetzes (WPG)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/45/34/709614/Stellungnahme-Gutachten-SG2603190005.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":"Gemeinsamer Appell\r\nfür die Reform des GEG\r\nBerlin, 22. Januar 2026\r\nPräambel\r\nDas Gebäudeenergiegesetz (GEG) soll als Gebäudemodernisierungsgesetz (GMG) weiterent-wickelt werden. Der Zeitplan ist vorgelegt. Nun ist schnell inhaltliche Klarheit erforderlich, um ein schlüssiges und verlässliches wärmepolitisches Gesamtkonzept zu schaffen. Verzöge-rungen schaden den betroffenen Branchen und schaffen weitere Unsicherheiten.\r\nDas bestehende GEG enthält kleinteilige und teilweise praxisferne Regelungen, insbesondere zum Einsatz von Heizungsanlagen. Diese berücksichtigen die Lebenswirklichkeit vieler Ge-bäudeeigentümer sowie die systemischen Zusammenhänge der Wärmeversorgung nur unzu-reichend. Eine Reform muss daher auf Vereinfachung, Verständlichkeit, Technologieoffen-heit und Praxistauglichkeit ausgerichtet sein.\r\nZugleich ist entscheidend, dass die Koalition rasch für Klarheit und verlässliche Rahmenbe-dingungen sorgt. Disruptive Eingriffe sollten in jedem Fall vermieden werden. Die Bundesre-gierung sollte die Chance ergreifen, das künftige Gebäudemodernisierungsgesetz als ver-ständliches, kohärentes und investitionsfreundliches Gesetz auszugestalten.\r\nDie Reform des GEG, die Umsetzung der EPBD, die Frage der zukünftigen Förderung, die Weiterentwicklung der kommunalen Wärmeplanung und die Umsetzung der europäischen Gasbinnenmarktrichtlinie sowie die Novellierung des Rechtsrahmens für die Fernwärme müssen aus einem Guss erfolgen. Effizienz und Wirtschaftlichkeit sind dabei zentrale Leit-planken: Die Wärmewende muss volkswirtschaftlich sinnvoll, für Unternehmen und Kommu-nen umsetzbar und für Bürgerinnen und Bürger bezahlbar sein.\r\nEuropäische Vorgaben EPBD, EED und RED III\r\nDie Energieeffizienz-Richtlinie (EED) legt in Artikel 4 die absoluten Verbrauchsziele für Pri-mär- und Endenergie bis 2030 fest. Zur Zielerreichung wird der betriebliche Energiever-brauch von Unternehmen adressiert. Der Gebäudesektor wird einschließlich der Wohnge-bäude durch die EPBD weiter ausdifferenziert.\r\nDie Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (EPBD) ist am 28. Mai 2024 in Kraft getreten und muss im Wesentlichen bis zum 29. Mai 2026 in nationales Recht umge-setzt werden. Sie verpflichtet die Mitgliedsstaaten zu einer ganzheitlichen energetischen Be-wertung von Gebäuden und flankiert erstmals explizit das Ziel eines klimaneutralen Gebäu-debestands bis 2050.\r\nDiese Umsetzung der EPBD erfolgt in Deutschland weitgehend im GEG und künftig über das Gebäudemodernisierungsgesetz. Für den Gebäudebestand und den Gebäudeneubau müssen die Anforderungen dabei so gesetzt werden, dass sie weiterhin sowohl dezentrale Lösungen wie auch den Wärmenetzausbau stärken und Investitionen in die Wärmewende erleichtern, ohne Gebäudeeigentümer, Gebäudeplaner und Energieversorger mit sehr bürokratischen Detailberechnungen zu belasten.\r\nDie novellierte Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) sieht ergänzend für den Gebäude-sektor einen Anteil Erneuerbarer Energien von 49 Prozent bis 2030 vor. Ab 2030 dürfen zu-dem nur noch emissionsfreie Neubauten errichtet werden. Bis 2050 ist ein klimaneutraler Gebäudebestand sicherzustellen.\r\nVom GEG zum GMG: Vereinfachung und Verlässlichkeit\r\nMit der Ankündigung eines Gebäudemodernisierungsgesetzes greift die Bundesregierung die Notwendigkeit einer Reform des GEG auf. Eckpunkte sollen Ende Januar, ein Gesetzentwurf Ende Februar vorliegen. Entscheidend ist nun, dass das Gesetz vereinfacht, verständlicher, technologieoffener und praktikabler ausgestaltet wird. Die 65-Prozent-Anforderung ist dazu geeignet, einen schnellen Hochlauf der Erneuerbaren Energien weiter zu unterstützen, um einen klimaneutralen Gebäudebestand zu erreichen. Mögliche Alternativ-Regelungen müs-sen sich daran messen lassen. Denkbar wäre für Gebäudeeigentümer die Einführung einer alternativen, ambitionsgleichen Erfüllungsoption, die sich an der Klimawirksamkeit bzw. der CO₂-Minderung orientiert und Effizienzmaßnahmen berücksichtigt.\r\nGerade im Gebäudebestand liegt die größte Herausforderung. Die hohe Zahl installierter Gas- und Ölheizungen verdeutlicht die Dimension der Aufgabe. Diese kann nur durch ein sys-temisches Zusammenspiel von GMG mit Wärmeplanung und Transformationsplanung be-wältigt werden. Effizienzanforderungen, THG-Minderungen und der Einsatz Erneuerbarer Energien müssen im Gebäudebereich zusammengedacht werden. Die Wärmewende muss für alle Beteiligten umsetzbar und wirtschaftlich tragfähig sein.\r\nIn der Novellierung sollten alle Möglichkeiten zur Entbürokratisierung konsequent genutzt werden. Nachweis- und Berichtspflichten sind zusammenzuführen und deutlich zu vereinfa-chen.\r\nFlexibilität und Wahlfreiheit für Gebäudeeigentümer\r\nZiel ist die Reduktion von CO2-Emissionen und die Erreichung der Klimaneutralität. Dafür bie-ten sich Lösungen bzw. Kombinationen aus Energieträgerwahl und Heiztechnologie oder über Effizienzmaßnahmen wie den baulichen Wärmeschutz an. Der Übergang zu einer klima-neutralen Wärmeversorgung erfordert mehr Flexibilität bei den Umsetzungsoptionen und -strategien. Die Dekarbonisierung und THG-Minderung der Wärmeversorgung, die Steigerung der Gebäudeenergieeffizienz und die Energieeinsparung tragen jeweils zur Zielerreichung bei und müssen stärker integriert betrachtet werden. Dabei sind unbürokratische, verständliche Vorgaben sowie die wirtschaftliche Umsetzbarkeit und Kosteneffizienz sicherzustellen.\r\nInnovativen Konzepten, wie bspw. Quartierslösungen, und dem Einsatz einer möglichst brei-ten Palette an Technologien – von der KWK bis hin zu Hybridanlagen – müssen der Freiraum gewährt werden, am Wärmemarkt teilzunehmen.\r\nKommunale Wärmeplanung als Orientierung, Förderung als Schlüssel für Akzeptanz und Umsetzbarkeit\r\nDie kommunale Wärmeplanung bietet eine wesentliche Planungs- und Entscheidungshilfe für Gebäudeeigentümer. Bis Mitte 2026 (Großstädte) bzw. Mitte 2028 (kleinere Kommunen) werden entsprechende Wärmepläne vorliegen.\r\nDort, wo ein kommunaler Wärmeplan vorliegt, sollte dieser als belastbare Grundlage für In-vestitionsentscheidungen dienen und den Infrastrukturaus- und -umbau flankieren.\r\nEin verlässlicher Förderrahmen ist zentral für die Wärmewende. Förderung verhindert wirt-schaftliche Härten, stärkt die Investitionsbereitschaft und erhöht die gesellschaftliche\r\nAkzeptanz. Die Bundesförderung für effiziente Gebäude (BEG), die Bundesförderung für effi-ziente Wärmenetze (BEW) sowie weitere Programme müssen auskömmlich, langfristig und verlässlich ausgestaltet werden. Die Kosten der jeweils eingesparten Emissionen und die so-ziale Komponente der Förderung sind dabei ein wichtiger Baustein.\r\nZiele der Transformation im Wärmesektor\r\nDie Transformation im Wärmesektor dient dem Klimaschutz als Grundlage einer lebenswer-ten Zukunft. Gleichzeitig stärkt sie Versorgungssicherheit und Resilienz. Bezahlbarkeit und wirtschaftliche Tragfähigkeit müssen dabei stets gewährleistet bleiben.\r\nDie Unternehmen aus der Energie-, Immobilien- und Wohnungswirtschaft, die Hersteller-\r\nindustrie, das Handwerk und nicht zuletzt die Kommunen haben bereits hohe Summen inves-tiert und haben ambitionierte Investitionspläne. Auch Bürgerinnen und Bürger haben im Ver-trauen auf den ordnungsrechtlichen Rahmen investiert.\r\nDie Politik muss das daraus generierte volkswirtschaftliche Wachstum, die regionale Wert-schöpfung, die positiven Arbeitsplatzeffekte und die daraus entstandenen und entstehenden Innovationen anerkennen und honorieren.\r\nDie unterzeichnenden Verbände appellieren daher an die Bundesregierung, rasch für klare, verlässliche, praxistaugliche und bezahlbare Rahmenbedingungen zu sorgen.\r\nWir stehen für Gespräche bereit, um unser Praxiswissen über Zielerreichung, Finanzierung und kosteneffiziente Lösungen für die Beschleunigung der Wärmewende in den politischen Prozess einzubringen."},"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 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}},{"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":"2026-01-23"}]},{"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. Da die Fälle ohnehin auf\r\nder Homepage der jeweiligen nationalen\r\nBehörde veröffentlicht\r\nwürden, schlagen wir vor, diese\r\nBerichtspflicht zu streichen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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 der Justiz und für Verbraucherschutz (BMJV)","shortTitle":"BMJV","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.html","electionPeriod":21}},{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2025-05-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0017492","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer europäischen Wasserstoff-Allianz auf Ebene der EU-Mitgliedstaaten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/37/37/560909/Stellungnahme-Gutachten-SG2506300010.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 · Reinhardtstraße 32 · 10117 Berlin\r\nSeite 1 von 2\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\nEine europäische Wasserstoff-Allianz ist notwendig, um den Hochlauf\r\nvoranzubringen\r\nSehr geehrter Herr Bundeskanzler,\r\nder Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft ist nicht nur von zentraler Bedeutung, um die Klimaziele zu erreichen. 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":"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. Gleichzeitig können Synergien bei der gemeinsamen Planung\r\nneuer und Mitnutzung bestehender Energieinfrastruktur gehoben werden, um\r\nGlasfaser und Mobilfunk schneller und kostengünstiger auszubauen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2025-05-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0019102","regulatoryProjectTitle":"Ergänzung regulatorischer Vorgaben zur dämpfenden Gestaltung der Stromnetzkosten","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c5/06/603505/Stellungnahme-Gutachten-SG2508180002.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 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. 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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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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":"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. 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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. 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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, 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. 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, 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. 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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. 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, 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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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. 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, 13. Oktober 2025\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. 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. 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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. 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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. 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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, 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":"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. 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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, 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. 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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, 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. 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, 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. 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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"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022032","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines sektorspezifischen Rechtsrahmens zur Stärkung der Resilienz kritischer Infrastrukturen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a5/03/683398/Stellungnahme-Gutachten-SG2601190005.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 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, 13. Januar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\n10 Punkte zur Stärkung der Resilienz kritischer\r\nInfrastrukturen der Energie- und Wasserwirtschaft\r\nSeite 2 von 3\r\nEs muss gehandelt werden, um gemeinsam die kritischen Infrastrukturen zu schützen. Europa, Deutschland und die Gesellschaft brauchen in einer „veränderten Welt“ ein neues Verständnis zum Schutz kritischer Infrastrukturen.\r\nNötig ist die Einsetzung einer Koordinierungsgruppe von Bund, Ländern, Städten und Gemein-den sowie den Branchenverbänden der kritischen Infrastrukturen, um die notwendigen und zeitgemäßen Schritte und Maßnahmen umzusetzen.\r\nDeshalb legen wir einen Katalog von Vorschlägen vor, der eine Basis für die zukünftige Siche-rung von Resilienz für die kritischen Infrastrukturen sein kann.\r\nEine 100%ige Sicherheit wird es nie geben. Im Kern steht auch die Frage: Wie viel Sicherheit, zu welchem Preis und für wen?\r\nEines ist klar: Es besteht akuter Handlungsbedarf.\r\n1. Neubewertung und Anpassung von Transparenzpflichten\r\nTransparenz-, IFG-, Open-Data- sowie Datenlieferungspflichten müssen praxistauglich dort neu bewertet werden, wo physische/IT-Sicherheit gefährdet wird. Ziel ist die Ver-meidung operativer Angriffsflächen.\r\n2.\r\nDatenschutz sicherheitspolitisch anpassen\r\nDie Auslegung/Anwendung der Datenschutzvorschriften muss ermöglichen, dass eine Überwachung von kritischen Punkten im öffentlichen Raum rechtssicher möglich ist.\r\n3.\r\nKrisenresilienz durch Zusammenarbeit und Informationsaustausch als Teil eines wirk-samen Business Continuity Managements (BCM)\r\nGesamtstaatliche Resilienz verlangt intensivierte, strukturierte Kooperation zwischen KRITIS-Betreibern, Sicherheitsbehörden, Behörden und Organisationen mit Sicherheits-aufgaben (BOS), Bundeswehr sowie Politik und Gesellschaft, inklusive gemeinsamer Übungen als Teil der BCM und Krisenmanagementaktivitäten der Unternehmen.\r\n4. Finanzierung erhöhter Schutz- und Resilienzmaßnahmen\r\nDie Sicherheit kritischer Infrastrukturen benötigt einen klaren Rechtsrahmen und eine (regulatorisch) gesicherte Kosten- bzw. Entgeltanerkennung – inklusive Wiederherstel-lungs- und Resilienzmaßnahmen (BCM, Krisenmanagement). Die Finanzierung sollte auch über den von der Schuldenbremse ausgenommenen Verteidigungshaushalt sowie einen noch einzurichtenden Resilienzfonds erfolgen.\r\nSeite 3 von 3\r\n5.\r\nRechtssichere und effektive Drohnenabwehr für kritische Infrastrukturen\r\nDezentrale KRITIS braucht praxistaugliche Regeln für zeitkritische Lagen. Prüfen/Einfüh-ren einer eng begrenzten Beleihungsoption: Betreiber können auf Ersuchen in klar defi-nierten Fällen Aufgaben der Drohnenabwehr übernehmen – keine allgemeine Betrei-berpflicht, sondern strikt risikobasiert und unter strenger Rechts-/Fachaufsicht. Die Drohnenbedrohung wächst schneller als der Rechtsrahmen.\r\n6.\r\nRegelungen für „vulnerable Kunden“ diskutieren\r\nKrankenhäuser und Pflegeheime benötigen gerade in Krisensituationen unsere beson-dere Aufmerksamkeit. Hier müssen adäquate und praxisorientierte Lösungen gefunden werden.\r\n7.\r\nKlare und eindeutige Führung der Krisenlage/Einbeziehung der kritischen Infrastruktur\r\nBundesregierung, Länder und Kommunen sind gefordert, klare und eindeutige Füh-rungsstrukturen in der Krisenlage sicherzustellen und den Stand der Krisenlage zu kom-munizieren. Hierzu ist die kritische Infrastruktur zwingend einzubeziehen.\r\n8.\r\nStrategien und Maßnahmen für Versorgungs- und Netzwiederaufbau und Infrastruk-tur-Ersatzmaßnahmen prüfen und umsetzen\r\nZu prüfen ist die Implementierung einer strategischen und effizienten Lagerhaltung für den Versorgungs- und Netzwiederaufbau sowie die hierfür notwendigen personellen Fä-higkeiten unter Berücksichtigung der Kooperation der Netzbetreiber. Diese Kosten soll-ten auch im Rahmen der finanziellen Rahmenbedingungen des Verteidigungshaushalts/ Resilienzfonds getragen werden.\r\n9.\r\nSofortige Beschleunigung von Maßnahmen zum Ausbau der Infrastruktur\r\nDer Ausbau der kritischen Infrastruktur trägt ohne Verzögerung und unmittelbar zur Verbesserung der kritischen Infrastruktur bei. Die Beschleunigung der Infrastrukturmaß-nahmen durch die zuständigen Behörden muss jetzt sofort umgesetzt werden.\r\n10.\r\nAusfallsichere Kommunikation\r\nErforderlich sind eine effektive Notfallkommunikation zwischen Betreibern und Behör-den sowie eine ausfallsichere Kommunikationsinfrastruktur für einen schnellen Versor-gungs- und Netzwiederaufbau, wie z. B. das schwarzfallfeste 450-MHz-Funknetz für die Energie- und Wasserwirtschaft."},"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":"2026-01-14"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022560","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge im EnWG und StromStG zur Einführung von V2G und bidirektionalem Laden","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9f/43/695689/Stellungnahme-Gutachten-SG2602170006.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 BDEW ist im Lobbyregister für die Interessenvertretung gegenüber dem Deutschen Bundestag und der Bundesregierung sowie\r\nim 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\r\nder Interessenvertreter (europa.eu) auch zusätzlich die BDEW-interne Compliance Richtlinie im Sinne einer professionellen\r\nund transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag 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\nSeite 1 von 6\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr\r\nals 2.000 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,\r\n90 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\nStellungnahme\r\nImpulse für bidirektionales\r\nLaden in Deutschland\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nBerlin, 30. Januar 2026\r\nStellungnahme zur gesetzgeberischen Initiative der CDU/CSU Bundestagsfraktion zum bidirektionalen Laden\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 6\r\nZusammenfassung\r\nDie Energie- und Ladebranche zählt zu den wichtigsten Treibern der Elektromobilität in Deutschland und\r\nbetrachtet bidirektionales Laden als einen klaren Mehrwert – sowohl als zusätzliche Flexibilitätsoption\r\nfür das Energiesystem als auch als konkreten Nutzenhebel für Kundinnen und Kunden. Einerseits eröffnet\r\nbidirektionales Laden das Potenzial für neue und weiterentwickelte Geschäftsmodelle wie Smart\r\nCharging, Energy Sharing oder den Energiehandel. Andererseits profitieren Elektrofahrzeugnutzer – von\r\nPrivathaushalten bis zu Flottenbetreibern – von der Optimierung des Eigenverbrauchs, Senkung der\r\nStromkosten oder die Inanspruchnahme zusätzlicher Flexibilitätsdienstleistungen wie netzdienlichem\r\nLaden.\r\nBidirektionales Laden ermöglicht es Elektrofahrzeugen nicht nur Strom aus dem Netz oder von der eigenen\r\nPV-Anlage zu beziehen, sondern auch Energie aus der Fahrzeugbatterie in das Stromnetz einzuspeisen.\r\nJe nach Verwendungszweck bzw. Ort der Stromeinspeisung erfolgt bidirektionales Laden grundsätzlich\r\nentweder als „vehicle to home“ (V2H), wenn Strom aus der Fahrzeugbatterie in ein lokales Gebäude\r\noder lokales Netz hinter dem Netzanschlusspunkt eingespeist oder als „vehicle to grid“ (V2G), wenn\r\nStrom in das öffentliche Stromnetz rückgespeist wird. Öffentliches Laden spielt beim bidirektionalen\r\nLaden eine untergeordnete Rolle.\r\nInsbesondere V2G kann finanzielle Vorteile bieten und zugleich einen Beitrag zur Netzstabilität leisten.\r\nElektrofahrzeugnutzerinnen und -nutzern können ihre Fahrzeugbatterie über Aggregatoren gebündelt\r\nals flexible Speicherressource vermarkten und so netzdienliche Leistungen für Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber\r\noder Bilanzkreisverantwortliche bereitstellen. V2H bietet dagegen über Smart-\r\nCharging-Services oder Home-Energy-Management-Systemen vor allem die Möglichkeit zur Optimierung\r\ndes Eigenverbrauchs und der Reduktion der Stromkosten. Mit der Einführung des Energy Sharings\r\nüber die EnWG-Novelle aus Dezember 2025 können perspektivisch auch sog. “Peer-to-Peer\"-Plattformen\r\nentstehen, über welche Nutzerinnen und Nutzer überschüssige Energie verkaufen können.\r\nNotwendig sind rechtssichere Rahmenbedingungen und Anreize für die wirtschaftliche Nutzung von bidirektionalem\r\nLaden. Der BDEW unterstützt daher grundsätzlich das BNetzA-Festlegungsverfahren zur\r\nMarktintegration von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) sowie die im „Masterplan Ladeinfrastruktur\r\n2030“ vorgeschlagenen Maßnahmen zur Realisierung von bidirektionalem Laden. Trotz dieser positiven\r\nSchritte bestehen jedoch weitere rechtliche wie auch technische Handlungsbedarfe, die zeitnah angegangen\r\nwerden sollten. Um die Marktdurchdringung bidirektionalen Ladens erfolgreich zu gestalten, bedarf\r\nes vor allem der Verfügbarkeit eines nicht-proprietären und interoperablen Ökosystems1 - vom\r\nFahrzeug, über den Ladepunkt und das Energiemanagementsystems bis hin zum Netzanschlusspunkt.\r\n1 Wirklich interoperable, nicht-proprietäre - d.h. nicht nur exklusiv durch den Eigentümer nutzbare – Lösungen werden, abhängig vom regulatorischen\r\nund technischen Fortschritt, voraussichtlich erst zwischen 2027 und 2030 verfügbar sein.\r\nStellungnahme zur gesetzgeberischen Initiative der CDU/CSU Bundestagsfraktion zum bidirektionalen Laden\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 6\r\nDies erfordert allgemein nutzbare Batteriedaten und eine standardisierte Kommunikation auf der gesamten\r\nStrecke vom Fahrzeug bis ins Backend des Flexibilitätsdienstleisters, ggf. unter Einbindung der\r\nAnschlussnetzbetreiber.\r\nZur Realisierung von bidirektionalem Laden im Massenmarkt müssen aus Sicht des BDEW rechtliche\r\nwie auch technische Handlungsbedarfe angegangen werden:\r\n1 Umsetzung der Vorgaben zum bidirektionalen Laden der RED III und EPBD\r\nZentraler Ansatzpunkt für die breite Markteinführung ist die Verfügbarkeit kompatibler, V2G-fähiger\r\nFahrzeuge und Wallboxen, deren V2G-Funktionalität durch die Eigentümer und Nutzer von Elektrofahrzeugen\r\ndiskriminierungsfrei und kostenlos genutzt werden können. Ebendies wird durch die europäischen\r\nDirektiven Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) und EU-Gebäuderichtlinie (EPBD) vorgegeben.\r\nZugriff auf Batterie- und Fahrzeugdaten\r\nGemäß Art. 20a Absatz 3 Satz 2 der RED III werden Fahrzeughersteller verpflichtet, Nutzerinnen und\r\nNutzern, Elektrizitätsmarkteilnehmern und Anbietern von Elektromobilitätsdienstleistungen, fahrzeuginterne\r\nDaten in Bezug auf Alterungs- und Ladezustand, die Leistungseinstellung und Kapazität der Batterie\r\nsowie den Fahrzeug-Standort in Echtzeit kostenlos und diskriminierungsfrei bereitzustellen.\r\nDer Zugang zu Daten ist für viele Anbieter von Ladeangeboten von umfassender Relevanz, um Ladevorgänge\r\noptimal zu steuern und sinnvoll mit weiteren Anwendungen im HEMS wie z.B. Wärmepumpen\r\noder PV-Anlagen kombinieren zu können. Während durch Anbieter weitere Smart-Charging-Produkte\r\n(z.B. Ladepläne, dynamische Tarife) entwickelt werden können, stehen Nutzerinnen und Nutzern zentrale\r\nMehrwerte wie Eigenverbrauchsoptimierung oder Erlöse aus Flexibilitätsdienstleistungen zur Verfügung.\r\nÜber die in Art. 20a Abs. 3 Satz 2 RED III genannten Datenpunkte hinaus werden für energiewirtschaftliche\r\nAnwendungen und die Entwicklung praxistauglicher Lade- und Flexibilitätsprodukte weitere Fahrzeugdaten\r\nbenötigt. Hierzu gehören u.a. durchschnittlicher, tatsächlicher Verbrauch der letzten 100km,\r\nInformationen über Vorkonditionierung der Batterie, zu erwartende Ladekurve, maximal mögliche Ladeleistung\r\ndes Fahrzeugs, Abruf Ladehistorie, Schnittstelle zum Installieren und Verwalten des\r\nPlug&Charge-Vertrages etc. Weitere Datenpunkte, die bei einer nationalen Gesetzgebung berücksichtigt\r\nwerden sollten, finden sich im Abschlussbericht der „Coalition of the willing on bidirectional charging“.\r\nDeutschland sollte sich daher auf EU-Ebene für die Entwicklung eines umfassenden In-Vehicle-Data-\r\nActs einsetzen, der den diskriminierungsfreien, standardisierten Zugang zu allen relevanten Fahrzeugdaten\r\nregelt. Ziel muss eine einheitliche, rechtsverbindliche Lösung sein, die über Herstellergrenzen hinweg\r\ngilt, den Datenaustausch mit Energiedienstleistern und anderen berechtigten Akteuren erleichtert\r\nund damit die Voraussetzung für sektorübergreifende Anwendungen wie bidirektionales Laden schafft.\r\nStellungnahme zur gesetzgeberischen Initiative der CDU/CSU Bundestagsfraktion zum bidirektionalen Laden\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 6\r\nBei der Umsetzung ist jedoch zu berücksichtigen, dass sich aus der Verordnung (EU) 2023/2854 über\r\nharmonisierte Vorschriften für einen fairen Datenzugang und eine faire Datennutzung (Datenverordnung)\r\nebenfalls Ansprüche und Anforderungen der Nutzer*innen auf den Datenzugang (Art. 4 Data Act),\r\ndie Datenweitergabe an Dritte (Art. 5 Data Act) und technische Vorgaben an die Bereitstellung (Art. 6\r\nData Act) ergeben. Die Anwendungsbereiche dieser Europäischen Vorgaben überschneiden sich. Eine\r\nähnliche Herausforderung ergibt sich aus der Überschneidung der Anwendungsbereiche der Binnenmarktrichtlinie\r\nStrom und des Data Act. Dies ist bei der konkreten Umsetzung der Vorgaben der RED III\r\nzu berücksichtigen, damit die Pflichten der Hersteller erfüllbar bleiben.\r\nNon-proprietäre, interoperable Lösungen - Umsetzung und Implementierung der ISO 15118-20\r\nArt. 14 Absatz 4 der EPBD gibt vor, dass bidirektionales Laden auf Grundlage nichtproprietärer und diskriminierungsfreier\r\nKommunikationsprotokolle und Standards, auf interoperabler Weise sichergestellt\r\nwerden muss. Erst ein interoperables Gesamtsystem ermöglicht es, Marktteilnehmer aus dem Mobilitäts-\r\nund Energiesektor sinnvoll miteinander zu vernetzen sowie Flexibilitäts- und Optimierungspotenziale\r\nzu heben.\r\nSowohl die RED III als auch die EPBD müssen durch die Mitgliedsstaaten in nationales Recht überführt\r\nwerden. Da es um eine Integration V2G-fähiger Fahrzeuge ins Stromsystem geht, müssten die Vorgaben\r\nim Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) umgesetzt werden. Es bedarf dabei sowohl einer Regelung hinsichtlich\r\nder einzuhaltenden technischen Anforderungen der an das Stromnetz angeschlossenen bidirektionalen\r\nWallboxen und Elektrofahrzeuge (Umsetzung in § 49 EnWG) als auch eines Anspruchs der Fahrzeugnutzerinnen\r\nund -nutzer auf die massengeschäftstaugliche Übermittlung der Daten zum Zwecke\r\nder Nutzung für den Energiemarkt (Umsetzung in §§ 41 ff. EnWG).\r\nDie Anpassung des EnWG ist ein unumgänglicher zentraler erster Schritt für einen funktionierenden Massenmarkt\r\nvon bidirektionalem Laden. Dies sollte als „no regret“-Maßnahme in der anstehenden EnWGNovelle\r\nerfolgen. Bei der Anpassung sollten zudem entsprechende Ermächtigungen für die Bundesnetzagentur\r\nfür Detailregelungen vorgesehen werden. Im Sinne eines ganzheitlichen regulatorischen Rahmens\r\nsollte anschließend geklärt werden, inwieweit noch Anpassungsbedarfe bspw. im Mobilitätsdatengesetz\r\noder Batteriegesetz bestehen.\r\nVoraussetzung hierfür ist jedoch eine einheitliche Implementierung der ISO 15118-20 in Elektrofahrzeugen.\r\nDie EU sollte daher analog zur verpflichtenden Einführung bei Ladeinfrastruktur ab 2027, die Implementierung\r\nder ISO 15118-20 auch für alle neu zugelassenen Fahrzeuge vorschreiben, als Grundlage\r\nfür Plug & Charge, netzdienliches und bidirektionales Laden. Der BDEW weist darauf hin, dass mit\r\nder Verabschiedung des Automotive Package, die Europäische Kommission zudem die Befugnis erhalten\r\nhat, im Rahmen der derzeitigen Überarbeitung der Typgenehmigungsvorschriften, einen delegierten\r\nRechtsakt zur verpflichtenden Anwendung von ISO 15118-20 für OEMs zu erlassen. Gleichermaßen sehen\r\nDelegated Acts der AFIR von Dezember 2024 eine verpflichtende Implementierung der ISO 15118-2\r\n(-20,-200) vor. Deutschland sollte sich auf sich auf europäischer Ebene dafür einsetzen.\r\nStellungnahme zur gesetzgeberischen Initiative der CDU/CSU Bundestagsfraktion zum bidirektionalen Laden\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 6\r\nDer BDEW verweist darauf, dass für ein non-proprietäreres und interoperables „V2G-Ökosystem“ die\r\nAnpassung und Implementierung weiterer technischer Regelwerke notwendig ist (siehe auch BDEW\r\n[2023]: “Bidirektionales Laden – Attraktiver Mehrwert für ElektromobilistInnen und zusätzliche Flexibilitätsoption\r\nfür das Energiesystem”; Nationale Leitstelle Ladeinfrastruktur, NOW GmbH [2024]: Positionspapier\r\nBidirektionales Laden diskriminierungsfrei ermöglichen).\r\n2 Befreiung von zwischengespeichertem Strom von der Stromsteuer\r\nTrotz der in der EnWG-Novelle (insb. § 118 Abs. 6 EnWG) vorgesehenen Entlastung bei Netzentgelten\r\nbleibt die stromsteuerliche Doppelbelastung von zwischengespeichertem und später ins Netz zurückgespeistem\r\nStrom bestehen. Um das Marktpotential, das sich vor allem aus dem Zugang zu Fahrzeugdaten\r\nfür das bidirektionale Laden ergibt, in einen Marktimpuls umzusetzen, bedarf es Anpassungen der fiskalischen\r\nRahmenbedingungen. Die faktische Doppelbesteuerung von Ladestrom bei Rückspeisung ins\r\nNetz sollte daher durch entsprechende Anpassungen im Stromsteuergesetz beseitigt und V2G ausdrücklich\r\nin den Anwendungsbereich des §5a StromStG aufgenommen werden. Während das Stromsteuerrecht\r\nin § 5 Abs. 4 StromStG derzeit im Kern stationäre netzgekoppelte Stromspeicher privilegiert, werden\r\nmobile Speicher (bidirektionale Elektrofahrzeuge) nicht ausreichend erfasst, sodass Strom beim Laden/\r\nBezug und anschließend beim erneuten Verbrauch nach Rückspeisung faktisch doppelt belastet\r\nwird. Diese Doppelbelastung beeinträchtigt die Wirtschaftlichkeit von V2G-Anwendungen.\r\nZur Problemlösung wäre eine Erweiterung des Speicherbegriffs im Stromsteuergesetz (StromStG) auf\r\nmobile Speicher zielführend, vorzugsweise über eine Erweiterung bzw. Neuregelung in § 5a StromStG\r\nfür bidirektionales Laden, die ausdrücklich V2G-Anwendungsfälle mit Rückspeisung (und nicht wie aktuell\r\ngeregelt nur V2H) einbezieht.\r\n3 Anwendung der Netzentgeltbefreiung gemäß EnWG-Novelle\r\nIm Zuge der letzten EnWG-Novelle ist Klärungsbedarf zum Zusammenspiel der Netzentgeltbefreiung\r\nnach § 118 Abs. 6 EnWG und dem Anspruch auf ein reduziertes Netzentgelt nach § 14a EnWG (insb.\r\nSpeicher/Wallbox) entstanden. Beide Regelungen standen bisher alternativ nebeneinander und waren\r\nnicht kombinierbar. Unklar ist derzeit, ob und in welcher Weise die BK6-Festlegung zu § 14a EnWG die\r\nAnwendung des § 118 Abs. 6 EnWG berührt oder einschränkt – oder ob beide Regelungskomplexe so\r\nausgestaltet sind, dass sie nebeneinander anwendbar sind. Praktische Fragen ergeben sich dabei vor\r\nallem mit Blick auf die praktische Anwendung von Modul 3.2 Die Bundesnetzagentur hat angekündigt\r\nhier die erforderliche Klärung herbeizuführen.\r\n4 Anpassung steuerrechtlicher Rahmenbedingungen\r\nNach aktueller Rechtslage kann die Vergütung aus dem bidirektionalen Laden (Rückspeisung aus dem\r\nFahrzeugakku) bei Nutzerinnen und Nutzern als Einkunft aus einem Gewerbebetrieb qualifiziert werden.\r\n2 Modul 3 nach Festlegungen der Bundesnetzagentur zur Umsetzung von § 14a EnWG: Option eines zeitvariablen Netzentgelts mit unterschiedlichen\r\nPreis-/Zeitfenstern\r\nStellungnahme zur gesetzgeberischen Initiative der CDU/CSU Bundestagsfraktion zum bidirektionalen Laden\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 6\r\nDemnach wäre eine Gewerbeanmeldung beim zuständigen Gewerbeamt sowie eine steuerliche Erfassung\r\nbeim Finanzamt erforderlich. In der Folge müssten die Betroffenen nach dem Einkommenssteuergesetz\r\nentweder eine Einnahmen-Überschuss-Rechnung erstellen (§ 4 Abs. 3 EStG), eine buchhalterische\r\nGewinnermittlung vornehmen (§ 5 EStG), den Gewinn in der persönlichen Einkommensteuererklärung\r\nerklären und zusätzlich eine Gewerbesteuererklärung abgeben. Dies führt zu einem unverhältnismäßigen\r\nadministrativen Aufwand im Vergleich zu den realistisch erzielbaren Umsätzen und Gewinnen aus\r\nV2G-Anwendungen.\r\nHier sollte eine Vereinfachung erwirkt werden, vergleichbar mit der Regelung für PV-Kleinanlagen. Bidirektionales\r\nLaden sollte hierfür als “Steuerfreie Einnahme” in § 3 EStG und § 3 GewStG aufgenommen\r\nwerden.\r\n5 Rollout intelligenter Messsysteme beschleunigen\r\nIntelligente Messsysteme (iMS) bzw. Smart Meter sind die technische und energiewirtschaftliche Grundlage\r\nfür bidirektionales Laden. Der Rollout intelligenter Messsysteme sowie die Sicherstellung einer hohen\r\nDatenqualität durch Smart Meter sind notwendige Voraussetzungen für eine massentaugliche Verbreitung\r\nvon bidirektionalem Laden im Markt.\r\nMit der Novelle des Messstellenbetriebsgesetz (MsbG) wurde der Smart-Meter-Rollout in Deutschland\r\nkonsequent auf die Herstellung von Steuerungsfähigkeit ausgerichtet und wird im vorgesehenen Rahmen\r\nweiter vorangetrieben. Wettbewerbliche Messstellenbetreiber leisten dabei durch Innovation und\r\nzusätzliche Umsetzungskapazitäten einen wichtigen Beitrag, um die Ausstattung zügig zu beschleunigen,\r\nwährend der bestehende Rechtsrahmen zugleich bereits wirksame behördliche Sanktionsmechanismen\r\nvorsieht, sofern grundzuständige Messstellenbetreiber ihren Pflichten nicht nachkommen. Änderungen\r\ndes Rechtsrahmens sind insoweit nicht notwendig.\r\nAnsprechpartner\r\nPaul Leon Wagner\r\nEnergieeffizienz, Vertrieb, Mobilität\r\nTelefon: +49 30 300199-1126\r\npaul.leon.wagner@bdew.de\r\nGeertje Stolzenburg\r\nRecht\r\nTelefon: +49 30 3001199-1513\r\ngeertje.stolzenburg@bdew.de\r\nJakob Weißinger\r\nStrategie und Politik\r\nTelefon: +49 30 300199-1062\r\njakob.weissinger@bdew.de"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-01-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022561","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Infrastruktur-Zukunftsgesetz zugunsten der Energieinfrastruktur","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/a9/0e/695691/Stellungnahme-Gutachten-SG2602170008.pdf","pdfPageCount":27,"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, 2. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzum Entwurf eines Infrastruktur- Zukunftsgesetzes\r\nRegierungsentwurf vom 17. Dezember 2025\r\nSeite 2 von 27\r\nInhalt\r\n1 Vorbemerkung ................................................................................................... 4\r\n2 Zusammenfassung ............................................................................................. 4\r\n3 Im Einzelnen: ..................................................................................................... 5\r\n3.1 FStrG (Artikel 4) ................................................................................................. 5\r\nZusatzregelung für Windenergie-Projekte entlang von Fernstraßen notwendig ..... 5\r\n3.2 WHG (Art. 8)– Wasserbehördliches Einvernehmen weiterhin erforderlich .......... 7\r\n3.3 BNatSchG (Artikel 10) ........................................................................................ 7\r\nGleichstellung von Realkompensation und Ersatzzahlung für alle Vorhaben im überragenden öffentlichen Interesse ............................................................. 7\r\nZusatzregelung für Realkompensation bei Mast- und Turmbauten notwendig ....... 9\r\n3.4 VwVfG (Artikel 11) ............................................................................................. 9\r\nZu §§ 27a, 27b, 72a und 73 VwVfG – Umsetzung der Digitalisierung vorantreiben . 9\r\nZu § 30 VwVfG – Geheimnisschutz .......................................................................... 10\r\nEnergiewirtschaftliche KRITIS-Anlagen vom Geheimnisschutz erfassen ................. 10\r\nZu § 72a Abs. 3 VwVfG ............................................................................................. 11\r\nZu § 73a VwVfG ........................................................................................................ 12\r\nZu § 73b VwVfG Erörterungstermine ...................................................................... 12\r\n3.5 Vereinheitlichung der Regelungen in den Fachgesetzen ..................................... 12\r\nErforderliche Anpassung der Regelungen im EnWG, insbesondere Anpassung der Verweise ....................................................................................................... 13\r\nEntsprechende Anpassungen im NABEG vornehmen ............................................. 16\r\n3.6 UVPG (Artikel 12) .............................................................................................. 16\r\nZu § 14a UVPG – Entsprechende Regelung für die Energieinfrastruktur schaffen . 16\r\nZu § 14e UVPG – Praxis bei der Ausgestaltung von Ausnahmen beteiligen ........... 17\r\nSeite 3 von 27\r\n§ 19 UVPG – Geheimnisschutz im UVPG aufnehmen .............................................. 17\r\nZu § 21 UVPG/§ 73 Abs. 4 VwVfG (Einwendungsfristen) ........................................ 17\r\nZu Anlage 1 des UVPG: Unnötige Umweltverträglichkeitsvorprüfungen für den Energienetzausbau einschränken ................................................................. 18\r\nErsatzneubau von Strom- und Gasleitungen ohne UVP ermöglichen ..................... 18\r\nUVP-Pflicht für Wärmeleitungen im Außenbereich praxisgerecht ausgestalten .... 20\r\n3.7 ROG (Artikel 13) ................................................................................................ 21\r\nZusatzregelung für Windenergie-Beschleunigungsgebiete notwendig................... 21\r\n3.8 Geheimnisschutz im UIG gewährleisten ............................................................ 22\r\n3.9 Geheimnisschutz im IFG gewährleisten ............................................................. 23\r\n3.10 Allgemeine Anmerkung zu informellen Beteiligungsformaten (§ 18 Abs. 3 AEG, § 14 Abs. 3 Bundeswasserstraßengesetz, § 29a PBefG) ...................................... 23\r\nAnlage Vorschlag zur Regelung für Realkompensation bei Mast- und Turmbauten ........ 24\r\nSeite 4 von 27\r\n1 Vorbemerkung\r\nVor dem Hintergrund der extrem kurzen Anhörungsfrist zum Referentenentwurf von Freitag, 12. Dezember 2025, 15:30 Uhr, bis Montag, 15. Dezember 2025, 10:00 Uhr, erwartet der BDEW, dass sich die Bundesregierung und der Bundestag im weiteren Verfahren eingehend mit den hier vorgetragenen Anmerkungen zum Regierungsentwurf auseinandersetzt und den Dialog mit den betroffenen Akteuren aktiv unterstützt.\r\nDie Energieinfrastruktur befindet sich derzeit in einem erheblichen Umbau, mit dem klaren Ziel, eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente, umweltverträg-liche und treibhausgasneutrale Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, Gas und Wasser-stoff, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht, zu gewährleisten (§ 1 EnWG). Jede Beschleunigungs- und Vereinfachungsgesetzgebung für Infrastruktur in Deutschland muss des-halb die Potenziale auch für diese Vorhaben beachten und heben. Gleiches gilt für die nicht gas- und stromgebundene Energieinfrastruktur und die Wasserversorgung (inkl. -entsorgung) als Kritische Infrastrukturen. Der BDEW unterbreitet hierzu passende Vorschläge.\r\n2 Zusammenfassung\r\nDer BDEW sieht im Gesetzentwurf grundsätzlich wichtige Ansatzpunkte zur Beschleunigung von Infrastrukturvorhaben, fordert jedoch gezielte Nachbesserungen, damit die Regelungen auch für die Energieinfrastruktur wirksam werden.\r\nDie 6 dringendsten Anpassungen im Infrastrukturzukunftsgesetz sind aus Sicht des BDEW:\r\n›\r\nGeheimnisschutz umfassend anpassen (Ziffer 3.4)\r\nGerade die jüngsten Ereignisse, wie der Anschlag auf die Netzinfrastruktur in Berlin, unter-streichen, dass die Einführung eines Geheimnisschutzes in § 30 VwVfG dringend erforderlich ist, allerding praxistauglich ausgestaltet werden muss. Zusätzliche Nachweis- und Begrün-dungspflichten dürfen den Schutz sensibler Informationen nicht unterlaufen. Energiewirt-schaftliche Kritische Infrastrukturen müssen in § 30 VwVfG ausdrücklich erfasst und durch bundeseinheitliche Folgeänderungen insbesondere im EnWG, BImSchG, UIG und IFG rechtssi-cher abgesichert werden.\r\n›\r\nGleichstellung von Realkompensation und Ersatzzahlung ausweiten inkl. Zusatzregelung für Turm- und Mastbauten (Ziffer 3.3)\r\nDie Gleichrangigkeit von Realkompensation und Ersatzzahlung für Vorhaben im überragenden öffentlichen Interesse ist auf die Energieinfrastruktur auszudehnen. Die hierfür wohl ange-dachte spätere Umsetzung im Rahmen des Naturflächenbedarfsgesetzes halten wir nicht für sinnvoll. Die Regelung sollte für alle Vorhaben im überragenden öffentlichen Interesse rasch und gleichlautend umgesetzt werden. Angesichts der Flächenknappheit und rechtlicher\r\nSeite 5 von 27\r\nUnsicherheiten kommt es sonst zu erheblichen Verzögerungen, insbesondere bei mast- und turmartigen Anlagen. Erforderlich sind zudem einheitliche, einfache Vorgaben zur Kompensa-tion.\r\n›\r\nErleichterungen bei Umweltverträglichkeitsprüfung auf Energieinfrastruktur ausweiten (Ziffer 3.5)\r\nEbenso dürfen Erleichterungen im UVPG nicht auf die Verkehrsinfrastruktur beschränkt blei-ben. UVP- und Vorprüfungspflichten für die Energieinfrastruktur sind auf das europarechtlich erforderliche Maß zu begrenzen. So sollten unter anderem Ersatzneubauten für Hochspan-nungsfreileitungen mit einer Länge von bis zu 60 km und Vorhaben mit geringen Umweltaus-wirkungen von der UVP-Pflicht ausgenommen werden. Bisher ist – weit über die europarecht-lichen Anforderungen hinaus – mindestens eine UVP-Vorprüfung auch bei Ersatzneubauvorha-ben bereits ab einer Länge von 200 Metern erforderlich.\r\n›\r\nRegelung im Raumordnungsgesetz für Beschleunigungsgebiete reparieren (Ziffer 3.6)\r\nDamit Windenergie-Beschleunigungsgebiete wirksam werden, muss die nachträgliche Auswei-sung zu Beschleunigungsgebieten bestehender Gebiete vereinfacht werden. Notwendig sind klare, verbindliche Fristen und ein begrenztes Verfahren statt vollständiger Neuplanung.\r\n›\r\nRegelung im Fernstraßengesetz für Windenergie-Projekte konkretisieren (Ziffer 3.2)\r\nEbenso sind die Regelungen für Windenergieanlagen an Land entlang von Fernstraßen anzu-passen, um bestehende Genehmigungshindernisse auszuräumen. Erforderlich ist eine gesetzli-che Konkretisierung der Voraussetzungen, um die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs zu gewährleisten.\r\n›\r\nFachgesetze anpassen, insbesondere Verweise (Ziffer 3.4)\r\nDie Änderungen des VwVfG erfordern zwingend Folgeanpassungen der energiewirtschaftli-chen Fachgesetze, insbesondere der Verweisregelungen im EnWG und NABEG. Ohne diese An-passungen drohen Rechtsunsicherheiten und zusätzliche Verzögerungen in der Genehmi-gungspraxis.\r\n3 Im Einzelnen:\r\n3.1 FStrG (Artikel 4)\r\nZusatzregelung für Windenergie-Projekte entlang von Fernstraßen notwendig\r\nAus Sicht des BDEW sind abgesehen von den im Gesetz vorgesehenen Änderungen im Fern-straßengesetz auch die Regelungen für Windenergievorhaben zu ergänzen, um nach wie vor bestehende Genehmigungshindernisse zu beheben.\r\nSeite 6 von 27\r\nHier zeigen sich derzeit erhebliche Probleme aufgrund der unklaren Regelungen zu Genehmi-gungen in der Anbaubeschränkungszone und es kommt sehr häufig zu pauschalen Ablehnun-gen. Dem kann mit der Formulierung konkreter Anforderungen an Maßnahmen zum Schutz der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs begegnet werden.\r\nDie in der Praxis entstehenden Genehmigungshindernisse im Rahmen des § 9 Abs. 2b FStrG sind im Wege der Präzisierung der Norm insbesondere deshalb weiter abzubauen, da „der Ge-setzgeber mit dem neuen § 9 Abs. 2b FStrG eine gewisse Gewichtsverschiebung im Sinne einer weiteren Stärkung des für Windenergieanlagen geltenden Vorrangprinzips auch im fernstra-ßenrechtlichen Kontext vorgenommen hat“ (so Oberverwaltungsgericht Berlin-Brandenburg, Urteil vom 16. Juli 2024 – OVG 7 A 7/24 –, juris Rn. 33). In § 9 FStrG sollte deswegen folgerich-tig konkret geregelt werden, welche Voraussetzungen erforderlich sind, um die Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs zu gewährleisten1.\r\nDer BDEW schlägt folgende Anpassung in § 9 Abs. 2b FStrG vor:\r\n„… Bei der Errichtung und dem Betrieb einer in Satz 1 bezeichneten Anlage sind die in Absatz 3 und in § 2 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes genannten Belange zu beachten. Die Belange der Sicherheit und der Leichtigkeit des Verkehrs nach Absatz 3 sind hinreichend beachtet, ohne dass es insofern weiterer Bedingungen und Auflagen nach Absatz 3 bedarf, wenn die Windenergieanlage\r\n1. mit technischen Einrichtungen zur Verhinderung von Eisansatz oder mit Abschalts-ensoren bei Eisansatz ausgestattet wird, um Eiswurf auf die Fahrbahn zu verhindern, 2. nicht mit rückstrahlenden Werkstoffen und Farbbeschichtungen versehen wird, um eine Blendwirkung auf die Verkehrsteilnehmer auszuschließen, und ohne Werbeauf-schriften oder anderweitige Werbeanlagen errichtet wird, 3. mit einem Condition-Monitoring-System zur laufenden Überwachung der Betriebs-bedingungen ausgestattet wird, womit bei gefährdenden Änderungen die Anlage au-tomatisch abgeschaltet wird, 4. während der Betriebsphase regelmäßig fachkundigen Prüfungen und Wartungen unterzogen wird, mit denen die Sicherheitseinrichtungen, die\r\n1 Im Hinblick auf BVerwG, Beschluss vom 21. Februar 2025 – 7 B 30/24 –, juris Rn. 6, sollte die Wirkung der be-schriebenen Maßnahmen nicht im Gesetzgebungsverfahren hinter das in § 9 Abs. 2b Satz 6 Nr. 1-4 FStrG - Ent-wurf dargestellte Maß zurückfallen. Dort wird festgestellt, dass „der Schutz der Sicherheit und Leichtigkeit des Verkehrs nicht allein der Abwehr von Gefahren im (engeren) polizei- und ordnungsrechtlichen Sinn diene. Eine konkrete Verkehrsgefährdung sei nicht erforderlich. Der reibungslose und ungehinderte Verkehr solle ebenfalls sichergestellt werden.“\r\nSeite 7 von 27\r\nübertragungstechnischen Teile und die Rotorblätter auf ihre Funktionstüchtigkeit bei Betrieb und Stillstand überprüft werden.\r\n5. ausweislich der Feststellungen eines Schattenwurf-Gutachtens die Fahrbahn ledig-lich in nicht erheblichem Umfang temporär und kurzfristig beschattet.“\r\n3.2 WHG (Art. 8)– Wasserbehördliches Einvernehmen weiterhin erforderlich\r\nDie vorgesehene Streichung des § 19 Abs. 3 WHG, wonach das vorgesehene “Einvernehmen” der Wasserbehörden zu streichen ist, ist nicht sachdienlich. In der Folge wäre für alle Gewäs-serbenutzungen im Zusammenhang mit sämtlichen planfeststellungspflichtigen Vorhaben oder sogar nur mit einem bergrechtlichen Betriebsplan durch die Landesbergbehörden ein Be-nehmen ausreichend. Dies widerspricht dem verfassungsrechtlichen Status von Wassernut-zungen und dem auszuübenden Bewirtschaftungsermessen der Wasserbehörden. Die Ziele der Wasserrahmenrichtlinie könnten möglicherweise schlechter erreicht werden, zumal Wi-dersprüche mit Bewirtschaftungsplänen sehr komplex sind. Darüber hinaus wurden Verfah-rensverzögerungen bisher nicht belegt und die Länder haben, wie der Bundesrat darlegt, ein großes Interesse an rechtssicheren Entscheidungen.\r\n3.3 BNatSchG (Artikel 10)\r\nGleichstellung von Realkompensation und Ersatzzahlung für alle Vorhaben im überragenden öffentlichen Interesse\r\nDie in § 15 Abs. 6a BNatSchG-E in der Fassung des Referentenentwurfs noch vorgesehene Gleichrangigkeit von Ausgleich, Ersatz und Ersatzgeldzahlung für alle Vorhaben im überragen-den öffentlichen Interesse ist in das Gesetzesvorhaben wieder aufzunehmen.\r\nDie damit verbundene Wahlmöglichkeit zwischen Realkompensation und Ersatzgeldzahlung entspricht einer langjährigen Forderung des BDEW und trägt erheblich zur Beschleunigung und Vereinfachung von Infrastrukturprojekten bei.\r\nDie Gleichrangigkeit soll nach dem Regierungsentwurf nur noch für verkehrliche Vorhaben und Vorhaben von militärischer Relevanz, die durch Bundesgesetz in das überragende öffentli-che Interesse gestellt sind und für die aus dem Sondervermögen Infrastruktur und Klimaneut-ralität finanzierten Vorhaben sowie für TK-Projekte gelten. Das ist eine wesentliche Ver-schlechterung. Wir raten dringend dazu, die Energieinfrastruktur hier aufzunehmen. Eine funktionierende Energieversorgung ist die Basis der Volkswirtschaft und im Übrigen zumeist Voraussetzung für die Verkehrsinfrastruktur, TK-Projekte und Vorhaben von militärischer Rele-vanz. Die Beschränkung auf Projekte aus dem Sondervermögen verkennt, dass die Energieinf-rastruktur nahezu vollständig ohne Gelder aus dem Sondervermögen betrieben und ausge-baut wird.\r\nSeite 8 von 27\r\nDie bestehende Flächenknappheit schränkt Energieinfrastruktur-Vorhaben erheblich ein und führt zu starken Verzögerungen.\r\nZusätzlich stehen mast- und turmartige Vorhaben nach einer Entscheidung des BVerwG aus dem Jahr 20242 wegen der fehlenden Gleichrangigkeit vor enormen Schwierigkeiten. Die Ge-nehmigungsbehörden verlangen nun einen Nachweis, warum eine Realkompensation bei Ein-griffen in das Landschaftsbild nicht möglich ist und stattdessen Ersatzgeld gezahlt werden muss. Es besteht ein anerkannt immenser Ausbaubedarf für Stromnetze, es sollte daher alles getan werden, um hier schnelle Verfahren zu ermöglichen,\r\nDie wohl angedachte Verknüpfung mit dem Naturflächenbedarfsgesetz halten wir nicht für sinnvoll. Die Regelung sollte für alle Vorhaben im überragen-den öffentlichen Interesse rasch und gleichlautend umge-setzt werden. Dies stärkt auch den Bürokratieabbau durch Vereinheitlichung und Vereinfachung.\r\nDer BDEW schlägt folgende Anpassung in § 15 Abs. 6a BNatSchG vor:\r\n„(6a) Für verkehrliche Vorhaben und Vorhaben von militärischer Relevanz, die durch Bundesgesetz in das überragende öffentliche Interesse gestellt sind und für die aus dem Sondervermögen Infrastruktur und Klimaneutralität finanzierten Vorhaben, die durch Bundesgesetz in das überragende öffentliche Interesse gestellt sind, ste-hen Ersatzzahlungen nach Absatz 6 Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach Absatz 2 Satz 3 und 4 gleichrangig zur Verfügung. Dies betrifft insbesondere die Vorhaben nach § 20 Absatz 1 Nummer 2 des Allgemeinen Eisenbahngesetzes, § 1 Absatz 3 des Bundesschienenwegeausbaugesetzes, § 3 Absatz 1 des Bundesfernstraßengesetzes, § 1 Absatz 3 des Fernstraßenausbaugesetzes, § 8 Absatz 1 Satz 6 und § 18 Absatz 1 des Bundeswasserstraßengesetzes, § 1 Absatz 3 des Bundeswasserstraßenausbaugeset-zes. Satz 1 gilt entsprechend für Vorhaben nach § 1 Absatz 1 des Telekommunikati-onsgesetzes. Die jeweils zuständigen Vorhabenträger in Bundes- und Bundesauftrags-verwaltung und der Eisenbahnen des Bundes Träger dieser Vorhaben können ihre Verpflichtung zur Ausführung, Unterhaltung und Sicherung von Ausgleichs- oder Er-satzmaßnahmen durch Ersatzzahlung an das Bundesministerium für Umwelt, Klima-schutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit oder an eine durch diese zu bestimmende Stelle erfüllen. Das Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit stellt sicher, dass die Ersatzzahlung zweckgebunden verwendet wird und ihre Verwendung nachweislich eine gleichwertige oder höhere ökologische\r\n2 BVerwG, Urteil vom 12. September 2024, 7 C 3.23. BÜROKRATIE ABBAUEN!\r\nSeite 9 von 27\r\nAufwertung in dem betroffenen Naturraum oder einem der angrenzenden Natur-räume erwarten lässt. Das Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit kann sich bei der Bewirtschaftung der Mittel sowie bei der Ausführung, Unterhaltung und Sicherung von Aufwertungsmaßnahmen Dritter bedie-nen. Die Höhe der Ersatzzahlung bemisst sich nach der Bundeskompensationsverord-nung.“\r\nZusatzregelung für Realkompensation bei Mast- und Turmbauten notwendig\r\nDarüber hinaus besteht weiterer Anpassungsbedarf im Bundesnaturschutzgesetz, um bundes-einheitlich zu regeln, in welchem Umfang durch Vorhabenträger erbrachte Kompensations-maßnahmen bei Mast- und Turmbauten angerechnet werden. In der Praxis führen die derzei-tigen Unterschiede sowie die teils hochkomplexen Methoden zur Eingriffs- und Ausgleichsbemessung zu erheblichen Proble-men bei der Realisierung von Windenergie- und Netzausbau-vorhaben. Ein entsprechender Regelungsvorschlag für die betroffenen mast- und turmartigen Anlagen ist dem Anhang beigefügt.\r\nKernpunkte sind:\r\n•\r\nklare und einfach handhabbare Vorgaben zur Berechnung der Ersatzzahlung (Festle-gung auf 250 Euro pro Höhenmeter),\r\n•\r\nklare Vorgaben zur Anrechnung von Kosten für Kompensationsmaßnahmen.\r\n3.4 VwVfG (Artikel 11)\r\nDie vorgesehenen Änderungen des Verwaltungsverfahrensgesetzes sind aus Sicht des BDEW zentral für eine Vereinheitlichung und Verschlankung von Verwaltungsverfahren. Insbeson-dere die verstärkte Digitalisierung der Verfahren, der Verzicht auf entbehrliche Verfahrens-schritte sowie die Reduzierung von Sonderregelungen in den Fachgesetzen sind sachgerecht und werden vom BDEW seit langem gefordert.\r\nZu §§ 27a, 27b, 72a und 73 VwVfG – Umsetzung der Digitalisierung vorantreiben\r\nEntscheidend ist, dass die neuen Regelungen in der Praxis tatsächlich umgesetzt werden. Die Pflicht zur Digitalisierung von Verwaltungsverfahren einschließlich der digitalen Einreichung von Antragsunterlagen stellt einen unumgänglichen und überfälligen Schritt dar. Sie setzt je-doch zwingend voraus, dass die zuständigen Behörden flächendeckend über funktionierende digitale Infrastrukturen verfügen. Solange nicht eindeutig geregelt ist, wie ein Genehmigungs-verfahren zu führen ist, wenn diese Voraussetzungen auf Seiten der Behörde nicht vorliegen, verbleibt für Vorhabenträger eine erhebliche Rechtsunsicherheit. Insbesondere darf die physi-sche Einreichung von Unterlagen in solchen Fällen nicht nachträglich als Verfahrensfehler ge-wertet werden. BÜROKRATIE ABBAUEN!\r\nSeite 10 von 27\r\nWichtig ist zudem, dass bei derartigen Portalen einfache Lösungen mit praktikablen Anforde-rungen und Schnittstellen eingeführt werden. Wichtig ist, dass Digitalisierung im Ergebnis ei-nen wirklichen Mehrwert bringt. Richtig ist es daher, dass auch durch den Gesetzentwurf in der Regel neben den digitalen Möglichkeiten der Auslegung, Anhörung und Antragseinrei-chung auch andere Möglichkeiten eröffnet werden. Dies darf die Verwaltung aber nicht davon entlasten, zeitnah die Digitalisierung voranzutreiben.\r\nZu § 30 VwVfG – Geheimnisschutz\r\nEs ist richtig und dringend erforderlich, dass im Verwaltungsverfahrensgesetz eine Regelung zum Geheimnisschutz aufgenommen wird. Es muss gehandelt werden, um gemeinsam die kri-tischen Infrastrukturen zu schützen. Europa, Deutschland und die Gesellschaft brauchen in ei-ner „veränderten Welt“ ein neues Verständnis zum Schutz kritischer Infrastrukturen. Transpa-renz-, IFG-, Open-Data- sowie Datenlieferungspflichten müssen praxistauglich dort neu bewer-tet werden, wo physische/IT-Sicherheit gefährdet wird. Ziel ist die Vermeidung operativer An-griffsflächen. Zu diesen Pflichten gehört auch die Pflicht zur Veröffentlichung umfassender Un-terlagen im Rahmen von Auslegungen und Anhörungen – insbesondere im Internet.\r\nDer BDEW sieht allerdings weiteren Anpassungsbedarf an der Regelung, damit diese tatsäch-lich praxistauglich zum Schutz kritischer Infrastrukturen beitragen kann.\r\nUnklar ist beispielsweise, welche Informationen unter den Begriff der „sonstigen geheimhal-tungsbedürftigen Daten“ fallen. Es scheint wie ein Auffangtatbestand der Betriebs- und Ge-schäftsgeheimnisse, der jedoch stark auslegungsbedürftig ist. Zudem wird die Praxistauglich-keit der Regelung durch die zusätzlichen Kriterien “nachweislich besonders schutzbedürftig und für die Funktionsfähigkeit der Kritischen Infrastruktur maßgeblich” deutlich einge-schränkt. Abgesehen davon, dass mit der Verwendung von mehreren unbestimmten Rechts-begriffen unklar bleibt, wie der Nachweis gelingen kann, läuft bereits das Nachweiserfordernis an sich dem Schutzgedanken zuwider. Je höher der Begründungsaufwand und je detaillierter die Begründungstiefe für die Möglichkeit und Notwendigkeit, Daten von der Veröffentlichung auszunehmen, umso präziser müssen ggf. die Hintergründe der Einstufung der Daten als sensi-bel dargestellt werden.\r\nEs sollte daher darauf verzichtet werden eine ausdrückliche Nachweisverpflichtung der Schutzbedürftigkeit der Infrastruktur zu normieren. Vielmehr muss es ausreichen, dass diese Voraussetzung – für die Behörde nötigenfalls nachprüfbar – erfüllt ist. Mindestens bedarf es aber einer Klarstellung, dass auch der Nachweis der besonderen Schutzbedürftigkeit der Ge-heimhaltung unterliegt.\r\nEnergiewirtschaftliche KRITIS-Anlagen vom Geheimnisschutz erfassen\r\nDarüber hinaus besteht aus Sicht des BDEW dringender Handlungsbedarf, entsprechende Schutzregelungen auch für Vorhaben der Energie- und Wasserwirtschaft vorzusehen, sowohl für die Planfeststellung von Energieleitungen, Umspann- und Schaltanlagen etc. nach dem\r\nSeite 11 von 27\r\nEnWG/NABEG als auch für Anlagen der Energiewirtschaft, die immissionsschutzrechtlich ge-nehmigt werden, müssen entsprechende Regelungen gelten. Ohne ausdrückliche Anpassung der einschlägigen Fachgesetze (insbesondere BImSchG, UIG, IFG, UVPG und EnWG) besteht keine rechtssichere Grundlage für einen wirksamen Schutz sicherheitsrelevanter Informatio-nen energiewirtschaftlicher Kritischer Infrastruktur. Übergangslösungen können lediglich ein-zelfallbezogen erfolgen und führen zu Rechtsunsicherheit.\r\nEin Rückgriff auf verwaltungsverfahrensrechtliche Regelungen der Länder kann diese Lücke nicht schließen, da diese durch das jeweilige Bundesrecht verdrängt werden und im Übrigen zu unterschiedlichen Schutzstandards in den Ländern führen würden. Erforderlich sind daher aus Sicht des BDEW klare, bundeseinheitliche Regelungen in den einschlägigen Fachgesetzen. Die einschlägigen Regelungen der o.g. Fachgesetze müssen im weiteren Verfahren entspre-chend angepasst werden. Hierzu unterbreitet der BDEW im Rahmen dieser Stellungnahme weitere Vorschläge (siehe im Folgenden auch unter Abschnitt 3.5§ 19 UVPG – Geheimnis-schutz im UVPG aufnehmen§ 19 UVPG – Geheimnisschutz im UVPG aufnehmen, Abschnitt 3.7 – Geheimnisschutz im UIG gewährleisten – und Abschnitt 3.8 – Geheimnisschutz im IFG ge-währleisten).\r\n§ 30 VwVfG sollte wie folgt gefasst werden:\r\n„§ 30 Geheimhaltung\r\nDie Beteiligten haben Anspruch darauf, dass ihre Geheimnisse, insbesondere die zum persönlichen Lebensbereich gehörenden Geheimnisse sowie die Betriebs- und Ge-schäftsgeheimnisse und sonstige geheimhaltungsbedürftige Daten, die Teile einer Inf-rastruktur betreffen, die\r\n- durch Rechtsvorschrift als Kritische Infrastruktur bestimmt worden sind;\r\n- der Pflicht zur Planfeststellung nach dem … [EnWG], … [KrWG], … [UVPG], … [WHG] unterliegen oder\r\n- genehmigungspflichtig nach der … [IE-RL] sind\r\nund nachweislich besonders sowie schutzbedürftig und für die Funktionsfähigkeit der Kritischen Infrastruktur maßgeblich sind sein können, von der Behörde nicht unbefugt offenbart werden.“\r\nAuch eine Anpassung des Wortlauts von § 71 EnWG und dessen Erweiterung auf geheimhal-tungsbedürftige Daten ist erforderlich.\r\nZu § 72a Abs. 3 VwVfG\r\n§ 72a Abs. 3 n.F. überträgt es der Behörde, die Anforderungen an die Datenplattform zu be-stimmen, über die der Plan durch den Vorhabenträger einzureichen ist. Diese Festlegungen\r\nSeite 12 von 27\r\nsollten unter besonderer Berücksichtigung der Effizienz und Vermeidung zusätzlichen Auf-wands erfolgen, um in der Praxis unnötigen und im Ergebnis das Verfahren verzögernden Auf-wand bei der digitalen Einreichung von Dokumenten zu vermeiden. Daher wäre es sinnvoll, die Vorschrift dahingehend zu ergänzen, dass die Festlegung der Anforderungen „unter beson-derer Berücksichtigung der Einfachheit, Zweckmäßigkeit und Zügigkeit des Verfahrens i.S.d. § 10 dieses Gesetzes“ erfolgen muss. Ergänzend sollte in der Begründung einer entsprechen-den Änderung des Gesetzentwurfs der Hinweis aufgenommen werden, dass nur ausgereifte und einfache Plattformen zum Einsatz kommen dürfen, die einfache Schnittstellen ermögli-chen und eine zügige Zusammenarbeit nicht durch Komplexität und zu viele Systembegren-zungen behindern.\r\nZu § 73a VwVfG\r\nDie Regelung zur Rückmeldung der beteiligten Behörden in § 73a Abs. 2 VwVfG enthält gegen-über der geltenden Rechtslage nur die Ergänzung, dass die Rückmeldung elektronisch erfolgen soll. Im Übrigen werden keine Änderungen gegenüber der geltenden Rechtslage vorgenom-men. Damit wird die Möglichkeit, wichtige ergänzende Änderungen aufzugreifen, die sich be-reits in Fachgesetzen als sehr sinnvoll erweisen haben, vertan. So wurde die Regelung zur Be-hördenbeteiligung im Bundesimmissionsschutzgesetz (§ 10 Absatz 5) - deutlich weitergehend - sinnvoll angepasst. Insbesondere die Möglichkeit, im Falle des Ausbleibens einer fristgemäßen Stellungnahme, anstelle der Stellungnahme der zu beteiligenden Behörde, ein Sachverständi-gengutachten einzuholen oder selbst Stellung zu nehmen, sollte auch im VwVfG aufgenom-men werden.\r\nZu § 73b VwVfG Erörterungstermine\r\nDer Entfall von Erörterungsterminen sollte – sofern die gesetzlichen Voraussetzungen vorlie-gen – als verbindliche Regelung ausgestaltet werden und nicht lediglich im Ermessen der Be-hörde stehen. Daher sollten – wie bereits im EnWG umgesetzt – Fälle ergänzt werden, in de-nen der Erörterungstermin zwingend entfällt. Zudem sollte eine klarstellende Regelung aufge-nommen werden, dass der Erörterungstermin nicht öffentlich ist und dass Presse und Öffent-lichkeit nur mit Zustimmung des Vorhabenträgers und entsprechend der Verfahrensleitung der Anhörungsbehörde zugelassen werden dürfen.\r\n3.5 Vereinheitlichung der Regelungen in den Fachgesetzen\r\nDie angestrebte Vereinheitlichung von Verfahrensregelungen sollte sich idealerweise auf alle relevanten Fachgesetze erstrecken. Der vorliegende Gesetzentwurf beschränkt sich jedoch weitgehend auf Fachgesetze mit Bezug zur Verkehrsinfrastruktur. Aus Sicht des BDEW greift dieser Ansatz zu kurz.\r\nSeite 13 von 27\r\nGerade für Vorhaben der Energiewirtschaft besteht ein erheblicher Bedarf an vereinheitlich-ten, beschleunigten und rechtssicheren Verfahren. Daher sollten entsprechende Regelungen auch in den energiewirtschaftlichen Fachgesetzen verankert werden, soweit diese nicht hinter den fachgesetzlichen Regelungen zurückbleiben oder fachliche Besonderheiten entgegenste-hen.\r\nErforderliche Anpassung der Regelungen im EnWG, insbesondere Anpassung der Verweise\r\nIm Entwurf für ein Infrastrukturzukunftsgesetz sind bisher keine Änderungen des Energiewirt-schaftsgesetzes (EnWG) oder anderer energiewirtschaftlicher Fachgesetze vorgesehen. Aller-dings enthalten die Regelungen des EnWG zahlreiche Verweise auf Regelungen des VwVfG, die durch die vorgesehenen Änderungen ins Leere gehen würden. Einige fachgesetzliche Rege-lungen werden zudem in das VwVfG übernommen, so dass die entsprechenden Regelungen im EnWG obsolet werden. Daher muss das EnWG dringend angepasst werden, um eine rei-bungslose Anwendung der Regelungen in der Praxis zu gewährleisten.\r\nFolgende Regelungen des EnWG müssen dringend an die vorgesehenen Änderungen des Verwaltungsverfahrensgesetzes angepasst werden, damit die dort enthaltenen Verweise nicht ins Leere gehen.\r\n§ 12j Abs. 5 S. 3 EnWG – Änderung wie folgt:\r\n„§ 75 Absatz 1a Absatz 2 des Verwaltungsverfahrensgesetzes ist entsprechend anzu-wenden.“\r\n§ 43a EnWG – Änderung wie folgt:\r\n„§ 43a Anhörungsverfahren\r\nFür das Anhörungsverfahren gilt § 73 des Verwaltungsverfahrensgesetzes mit folgen-den Maßgaben:\r\n1. Der Plan ist gemäß § 73 Absatz 2 Absatz 1 des Verwaltungsverfahrensgesetzes in-nerhalb von zwei Wochen nach Zugang auszulegen.\r\n2. Die Einwendungen und Stellungnahmen sind dem Vorhabenträger und den von ihm Beauftragten zur Verfügung zu stellen, um eine Erwiderung zu ermöglichen; daten-schutzrechtliche Bestimmungen sind zu beachten; auf Verlangen des Einwenders sol-len dessen Name und Anschrift unkenntlich gemacht werden, wenn diese zur ord-nungsgemäßen Durchführung des Verfahrens nicht erforderlich sind; auf diese Mög-lichkeit ist in der öffentlichen Bekanntmachung hinzuweisen.\r\n3. Die Anhörungsbehörde Planfeststellungsbehörde kann auf eine Erörterung im Sinne des § 73 Absatz 6 § 73b des Verwaltungsverfahrensgesetzes und des § 18\r\nSeite 14 von 27\r\nAbsatz 1 Satz 4 und 5 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung verzich-ten durchführen.3 Ein Erörterungstermin findet nicht statt, wenn\r\na) Einwendungen gegen das Vorhaben nicht oder nicht rechtzeitig erhoben worden sind,\r\nb) die rechtzeitig erhobenen Einwendungen zurückgenommen worden sind,\r\nc) ausschließlich Einwendungen erhoben worden sind, die auf privatrechtlichen Titeln beruhen, oder\r\nd) alle Einwender auf einen Erörterungstermin verzichten.\r\nFindet keine Erörterung statt, so hat die Anhörungsbehörde ihre Stellungnahme in-nerhalb von sechs Wochen nach Ablauf der Einwendungsfrist abzugeben und sie der Planfeststellungsbehörde zusammen mit den sonstigen in § 73 Absatz 9 des Verwal-tungsverfahrensgesetzes aufgeführten Unterlagen zuzuleiten.4\r\n4. Soll ein ausgelegter Plan geändert werden, so kann im Regelfall von der Erörterung im Sinne des § 73 Absatz 6 § 73b des Verwaltungsverfahrensgesetzes und des § 18 Absatz 1 Satz 4 und 5 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung abgese-hen werden.\r\nDie Auslegung nach Satz 1 Nummer 1 wird dadurch bewirkt, dass die Dokumente auf der Internetseite der für die Auslegung zuständigen Behörde Planfeststellungsbe-hörde zugänglich gemacht werden. Auf Verlangen eines Beteiligten, das während der Dauer der Auslegung an die zuständige Behörde zu richten ist, wird ihm eine alterna-tive, leicht zu erreichende Zugangsmöglichkeit zur Verfügung gestellt; dies ist in der Regel die Übersendung eines gängigen elektronischen Speichermediums, auf dem die auszulegenden Unterlagen gespeichert sind.“\r\n§ 43b EnWG – Änderung wie folgt:\r\n§ 43b Planfeststellungsbeschluss, Plangenehmigung\r\n(1) Für Planfeststellung und Plangenehmigung sind die §§ 73 und bis 74 74b des Ver-waltungsverfahrensgesetzes nach Maßgabe der Absätze 2 bis 5 anzuwenden.\r\n3 Anpassung an die Ausgestaltung von § 73b Abs. 1 VwVfG als reine „Kann-Regelung“.\r\n4 Wenn – wie jetzt nach dem VwVfG vorgesehen – Planfeststellungs- und Anhörungsbehörde nicht auseinander-fallen, gibt es den Bedarf einer Stellungnahme nicht. Die Regelung kann dementsprechend entfallen.\r\nSeite 15 von 27\r\n(2) Bei Planfeststellungen für Vorhaben nach § 43 Absatz 1 Satz 1 wird die Öffentlich-keit, einschließlich der Vereinigungen nach § 73 Absatz 4 Satz 5 § 73 Absatz 2 Nr. 2 des Verwaltungsverfahrensgesetzes, ausschließlich entsprechend § 18 Absatz 2 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung mit der Maßgabe einbezogen, dass die Gelegenheit zur Äußerung einschließlich Einwendungen und Stellungnahmen in-nerhalb eines Monats nach der Einreichung des vollständigen Plans für eine Frist von sechs Wochen zu gewähren ist:\r\n1. für ein bis zum Ablauf des 31. Dezember 2010 beantragtes Vorhaben für die Errich-tung und den Betrieb sowie die Änderung von Hochspannungsfreileitungen oder Gas-versorgungsleitungen, das der im Hinblick auf die Gewährleistung der Versorgungssi-cherheit dringlichen Verhinderung oder Beseitigung längerfristiger Übertragungs-, Transport- oder Verteilungsengpässe dient,\r\n2. für ein Vorhaben, das in der Anlage zum Energieleitungsausbaugesetz aufgeführt ist. (…)\r\n§ 43c EnWG – Streichung, da die Regelungen in der Neufassung des § 75a und des § 75 Ab-satz 3 VwVfG aufgehen:\r\n§ 43c Rechtswirkungen der Planfeststellung und Plangenehmigung\r\nFür die Rechtswirkungen der Planfeststellung und Plangenehmigung gilt § 75 des Ver-waltungsverfahrensgesetzes mit folgenden Maßgaben:\r\n1. Wird mit der Durchführung des Plans nicht innerhalb von zehn Jahren nach Eintritt der Unanfechtbarkeit begonnen, so tritt er außer Kraft, es sei denn, er wird vorher auf Antrag des Trägers des Vorhabens von der Planfeststellungsbehörde um höchstens fünf Jahre verlängert.\r\n2. Vor der Entscheidung nach Nummer 1 ist eine auf den Antrag begrenzte Anhörung nach den für die Planfeststellung oder für die Plangenehmigung vorgeschriebenen Verfahren durchzuführen.\r\n3. Für die Zustellung und Auslegung sowie die Anfechtung der Entscheidung über die Verlängerung sind die Bestimmungen über den Planfeststellungsbeschluss entspre-chend anzuwenden.\r\n4. Wird eine Planergänzung oder ein ergänzendes Verfahren nach § 75 Absatz 1a Satz 2 des Verwaltungsverfahrensgesetzes erforderlich und wird diese Planergänzung oder dieses ergänzende Verfahren unverzüglich betrieben, so bleibt die Durchführung\r\nSeite 16 von 27\r\ndes Vorhabens zulässig, soweit es von der Planergänzung oder dem Ergebnis des er-gänzenden Verfahrens offensichtlich nicht berührt ist.\r\n§ 43d EnWG– Änderung wie folgt:\r\n§ 43d Planänderung vor Fertigstellung des Vorhabens\r\nFür die Planergänzung und das ergänzende Verfahren im Sinne des § 75 Abs. 1a Satz 2 § 75 Abs. 2 des Verwaltungsverfahrensgesetzes und für die Planänderung vor Fertig-stellung des Vorhabens gilt § 76 des Verwaltungsverfahrensgesetzes mit der Maß-gabe, dass im Falle des § 76 Abs. 1 des Verwaltungsverfahrensgesetzes von einer Er-örterung im Sinne des § 73 Abs. 6 § 73b des Verwaltungsverfahrensgesetzes und des § 18 Absatz 1 Satz 4 und 5 des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung ab-gesehen werden soll. Im Übrigen gelten für das neue Verfahren die Vorschriften dieses Gesetzes.\r\nEntsprechende Anpassungen im NABEG vornehmen\r\nEntsprechende Anpassungen sind in § 10 Abs. 3, § 22 Abs. 5 und Abs. 7 und § 24 Abs. 3 NABEG erforderlich\r\n3.6 UVPG (Artikel 12)\r\nZu § 14a UVPG – Entsprechende Regelung für die Energieinfrastruktur schaffen\r\nIn § 14a UVPG wird die Regelung, welche Vorhabenänderungen und Ausbaumaßnahmen an Schienenwegen keiner Umweltverträglichkeitsprüfung bedürfen, geschaffen. Der Gesetzgeber sollte prüfen, ob diese Regelung als Vorbild dienen kann, um die durch erhebliche Unüber-sichtlichkeit gekennzeichneten Regelungen über Änderungen im Anzeigeverfahren bei Ener-gieleitungsausbauvorhaben nach § 43f EnWG handhabbarer zu machen und eine einheitliche Systematik bei unterschiedlichen Vorhabenarten zu schaffen. Hierzu könnte eine dem § 14a UVPG entsprechende Regelung geschaffen werden, in der die bereits jetzt nach § 43f EnWG ohne UVP durchzuführenden Vorhaben übernommen werden.\r\nZudem sollten energiewirtschaftliche Vorhaben an die für die neuen für die Schieneninfra-struktur geltenden Regelungen insofern angepasst werden, als Vorhaben, die mit vergleichbar unerheblichen Auswirkungen verbunden sind, gleichermaßen von der UVP-Pflicht ausgenom-men werden sollten. So sieht der Regierungsentwurf vor, dass „die Ausstattung einer beste-henden Bahnstrecke mit einer Oberleitung oder Stromschiene auf einer Länge bis 60 km, ein-schließlich dafür notwendiger Bahnstromschaltanlagen“ keiner Umweltverträglichkeitsprü-fung bedarf. Der Ersatzneubau einer 110-kV Hochspannungsfreileitung dürfte im Vergleich dazu keine erheblicheren Auswirkungen nach sich ziehen, insbesondere wirken sich beide\r\nSeite 17 von 27\r\nVorhabenarten auf bereits vorbelastete Gebiete aus. Dementsprechend sollten auch Ersatz-neubauvorhaben für Hochspannungsfreileitungen mit einer Länge von bis zu 60 km von der Pflicht zur Durchführung einer Umweltverträglichkeitsprüfung grundsätzlich ausgenommen werden. Derzeit werden Ersatzneubauten im Hinblick auf die Pflicht zur Durchführung einer UVP genauso behandelt, wie Neubauvorhaben in neuer Trasse. Trotz der bestehenden Vorbe-lastung ist daher nach geltendem UVPG auch bei Ersatzneubauvorhaben bereits ab einer Länge von 200 Metern mindestens eine standortbezogene UVP-Vorprüfung erforderlich (Nr. 19.1 der Anlage 1 zum UVPG). Auf den zusätzlichen und mit großem Aufwand verbundenen Verfahrensschritt einer Umweltverträglichkeits-(vor-)prüfung bei Ersatzneubauvorhaben im Wesentlichen zu verzichten, würde eine erhebliche Erleichterung mit sich bringen und ist ge-eignet, den dringend erforderlichen Ausbau des Hochspannungsnetzes zu beschleunigen.\r\nZu § 14e UVPG – Praxis bei der Ausgestaltung von Ausnahmen beteiligen\r\nGrundsätzlich ist der Verzicht auf eine UVP für die genannten Vorhaben zu begrüßen. Aller-dings lässt die Regelung viele Fragen offen. Unklar ist insbesondere, wie die Anforderung, die Ziele des UVPG durch eine „andere Form der Prüfung von Umweltauswirkungen“ (Abs. 5) zu verwirklichen, umzusetzen sein wird. Daher sollte bei der Ausgestaltung der ggf. vorzusehen-den Ausnahmeregelungen eine enge Abstimmung mit den jeweils möglichen Vorhabenträgern gesucht werden.\r\nHilfreich könnte zudem eine Klarstellung in Absatz 5 Satz 1 und Satz 2 sowie Absatz 6 Nr. 3 sein, dass die Voraussetzungen der Absätze 1 bis 3 nicht kumulativ, sondern alternativ vorlie-gen müssen.\r\n§ 19 UVPG – Geheimnisschutz im UVPG aufnehmen\r\nUm auch im Rahmen des UVP-Verfahrens den Anforderungen des Geheimnisschutzes unzwei-felhaft Rechnung tragen zu können, muss die Regelung des § 19 UVPG um einen neuen Abs. 4 ergänzt werden:\r\n„§ 30 VwVfG findet für Vorhaben, für die eine Pflicht zur Durchführung einer Um-weltverträglichkeitsprüfung (UVP-Pflicht) besteht, entsprechende Anwendung.“\r\nZu § 21 UVPG/§ 73 Abs. 4 VwVfG (Einwendungsfristen)\r\nDurch vorgesehene Streichung des § 21 Abs. 5 UVPG scheint die in § 21 UVPG vorgesehene Monatsfrist nur noch hinsichtlich solcher Einwendungen zu gelten, die sich auf Umweltauswir-kungen beziehen. Alle anderen Einwendungen laufen nunmehr durch die Änderung des § 73 Abs. 4 VwVfG-E sechs Wochen ab der Auslegung. Ein Gleichlauf der Fristen wäre\r\nSeite 18 von 27\r\nwünschenswert. In der Praxis wird es zu Schwierigkeiten führen, die verschiedenen Fristen den Betroffenen verständlich zu machen und ein sachlicher Grund für diese Trennung drängt sich nicht unmittelbar auf.\r\nZu Anlage 1 des UVPG: Unnötige Umweltverträglichkeitsvorprüfungen für den Energienetz-ausbau einschränken\r\nErsatzneubau von Strom- und Gasleitungen ohne UVP ermöglichen\r\nDie europäische UVP-Richtlinie (RL 2011/92 EU in der durch RL 2014/52/EU geänderten Fas-sung) unterscheidet zwischen Vorhaben, die zwingend durch die Mitgliedsstaaten einer UVP unterworfen werden müssen und solchen, bei denen ein Spielraum besteht. Leitungsanlagen mit einer Nennspannung von weniger als 220 kV fallen (ebenso wie Pipelines mit einem Durchmesser von weniger als 800 mm und einer Länge von weniger als 40 km) nicht unter die Kategorie der Anlagen, für die bereits nach der Richtlinie zwingend eine UVP durchzuführen ist. Die Verpflichtung zur Durchführung einer UVP kann vielmehr bei Hochspannungsfreileitun-gen mit einer Nennspannung von weniger als 220 kV (ebenso bei den genannten Pipelines) von einer Einzelfallentscheidung oder von Schwellenwerten abhängig gemacht werden. In bei-den Fällen müssen die Kriterien Standort, Art und Größe eines Projekts berücksichtigt werden. Derzeit unterliegen diese Leitungsbauvorhaben nach dem deutschen UVPG einer allgemeinen oder standortbezogenen Vorprüfungspflicht. Diese Prüfungen fallen in der Regel negativ aus.\r\nDaher sollte der deutsche Gesetzgeber den europarechtlich gegebenen Rahmen ausschöpfen und die bestehenden UVP-Vorprüfungspflichten einschränken, um einen zügigen Ausbau des Hochspannungsnetzes und des Wasserstoffleitungsnetzes zu gewährleisten.\r\n›\r\nLeitungen unterhalb einer Nennspannung von 220 kV sowie Gas- und Wasserstoffleitun-gen mit einem Durchmesser von weniger als 800 mm und einer Länge von weniger als 40 km sollten generell nur einer standortbezogenen Vorprüfung unterliegen.\r\n›\r\nFür 110 kV-Leitungen mit einer Länge von weniger als 5 km und Gas- und Wasserstofflei-tungen mit einem Durchmesser von mehr als 300 mm und einer Länge von weniger als 5 km sollte die Vorprüfungspflicht gänzlich entfallen.\r\n›\r\nZudem sollten für Änderungsvorhaben und Ertüchtigungsvorhaben über die Vorgaben des § 43f EnWG hinaus die Vorprüfungspflicht generell entfallen, da die Erfahrung zeigt, dass sich regelmäßig im Rahmen der Vorprüfungen keine Pflicht ergibt, eine UVP durchzufüh-ren. Der Verzicht auf die Notwendigkeit einer UVP oder UVP-Vorprüfung würde auch die weitergehende Möglichkeit der Vorhabenzulassung im Rahmen der Plangenehmigung BÜROKRATIE ABBAUEN!\r\nSeite 19 von 27\r\nanstelle des aufwändigeren Planfeststellungsverfahrens nach § 43 EnWG i.V.m. § 74 Abs. 6 VwVfG ermöglichen.\r\nFür Ersatzneubauvorhaben von 110-kV-Freileitungen bis zu einer Länge von 40 km sollte – wie oben beschrieben – die UVP-Pflicht entfallen. Bei entsprechenden Ersatzneubauvorhaben mit einer Länge von mehr als 40 km sollte (entsprechend den Regelungen für die Eisenbahninfra-struktur in § 14a UVPG) eine standortbezogene Vorprüfung greifen.\r\nVorschlag zur Änderung von Anhang 1 Abschnitte 19.1 und 19.2 des UVPG: Anhang 1 des UVPG sollte wie folgt geändert werden:\r\n•\r\n19.\r\nLeitungsanlagen und andere Anlagen:\r\n19.1\r\nErrichtung und Betrieb einer Hochspannungsfreileitung im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes mit\r\n19.1.1\r\neiner Länge von mehr als 15 km und mit einer Nenn-spannung von 220 kV oder mehr,\r\nX\r\n19.1.2\r\neiner Länge von mehr als 15 km und mit einer Nenn-spannung von 110 kV bis zu 220 kV,\r\nA\r\n19.1.3\r\neiner Länge von 5 km bis 15 km und mit einer Nenn-spannung von 110 kV oder mehr,\r\nA S\r\n19.1.4\r\neiner Länge von über 200 m und weniger als 5 km und einer Nennspannung von 110 kV 220 kV oder mehr;\r\nS\r\n19.1.5.\r\neiner Länge von bis zu 200 m und einer Nennspannung von 110 kV 220 kV oder mehr, wenn die Hochspan-nungsfreileitung in einem Natura 2000-Gebiet nach § 7 Absatz 1 Nummer 8 des Bundesnaturschutzgesetzes liegt\r\nS\r\n19.2\r\nErrichtung und Betrieb einer Gasversorgungsleitung im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes, ausgenommen Anlagen, die den Bereich eines Werksgeländes nicht überschreiten, mit\r\n19.2.1\r\neiner Länge von mehr als 40 km und einem Durchmes-ser von mehr als 800 mm\r\nX\r\nSeite 20 von 27\r\n19.2.2\r\neiner Länge von mehr als 40 km und einem Durchmes-ser von 300 mm bis zu 800 mm\r\nA\r\nS\r\n19.2.3\r\neiner Länge von 5 km bis 40 km und einem Durchmes-ser von mehr als 300 mm\r\nS\r\n19.2.4\r\neiner Länge von weniger als 5 km und einem Durch-messer von mehr als 300 mm\r\nS\r\nUVP-Pflicht für Wärmeleitungen im Außenbereich praxisgerecht ausgestalten\r\nDarüber hinaus sollte dieser Gesetzentwurf dazu genutzt werden, ein seit Jahren bestehendes Genehmigungshemmnis beim Ausbau der Wärmenetze aufzulösen. Dazu muss die Definition des Vorhabens der Nr. 19.7.2 Anlage 1 UVPG angepasst werden. Hintergrund ist, dass Lei-tungsvorhaben zur Netzverstärkung häufig kleine Bereiche in städtischen Randlagen oder Parks tangieren, die z. B. als \"Au-ßenbereichsinseln im Innenbereich\" eingeordnet werden. Die Auswirkungen von erdverlegten Leitungen auf die Außenbereichsabgrenzung und die Schutz-güter nach UVPG sind in diesen Randbereichen zum planungsrechtlichen Innenbereich jedoch gering und der Erfüllungsaufwand verhältnismäßig hoch. Genehmigungsverfahren für Fern-wärmeleitungen werden dann erheblich verzögert, wenn selbst eine geringe Tangierung des Außenbereichs ein Plangenehmigungsverfahren für die gesamte Anbindungsleitung nach sich zieht, da der Vorhabenbegriff des UVPG sich immer auf die gesamte Leitung und nicht nur auf Teilbereiche bezieht.\r\nNr. 19.7.2 der Anlage 1 zum UVPG sollte wie folgt geändert werden:\r\n19.7.2\r\neiner Länge von weniger als 5 km im Außenbereich, die nicht überwiegend im planungsrechtlichen In-nenbereich verlaufen, außer bei der baulichen Aus-führung als Freileitung und bei Teilbereichen in Na-tura 2000-Gebieten;\r\nS\r\nBÜROKRATIE ABBAUEN!\r\nSeite 21 von 27\r\n3.7 ROG (Artikel 13)\r\nZusatzregelung für Windenergie-Beschleunigungsgebiete notwendig\r\nDer mit dem Gesetzentwurf verfolgte Beschleunigungsansatz sollte, wie oben dargestellt, nicht auf die ausdrücklich benannten Infrastrukturvorhaben beschränkt bleiben. Um sicherzu-stellen, dass die Erneuerbaren Richtlinie (EU) 2018/2001 (RED III) in Deutschland die vorgese-hene Beschleunigungswirkung entfalten kann, sind kurzfristig weitergehende Anpassungen im Raumordnungsgesetz erforderlich, die im Rahmen dieses Gesetzgebungsverfahrens mit gere-gelt werden sollten.\r\nUm bereits ausgewiesene Windenergiegebiete als Beschleunigungsgebiete auszuweisen, be-darf es nur geringfügiger Änderungen des jeweiligen Plans. Die Änderungen erschöpfen sich in dem Vorgang der nachträglichen Ausweisung zu Beschleunigungsgebieten („Umlabeln“) und der Ergänzung von Regeln für Minderungsmaßnahmen.\r\nObwohl für das „Umlabeln“ nur geringfügige Anpassungen erforderlich sind, ist in dem am 15. August 2025 in Kraft getretenen § 28 Abs. 5 und Abs. 7 ROG (ebenso in § 245f Abs. 3 BauGB) die Durchführung eines kompletten Planungsverfahrens vorgesehen. Der Verweis auf die ent-sprechende Anwendung der Regelungen des ROG begrenzt das jeweilige Planänderungsver-fahren weder in seinem Umfang noch in seiner Dauer.\r\nDamit droht der durch die Planung häufig über mehrere Jahre gefundene Kompromiss wieder aufgeschnürt zu werden, obwohl keine Folgen für Natur und Mensch durch zusätzliche Um-weltauswirkungen zu befürchten sind und die Allgemeinheit u. a. von kürzeren Genehmi-gungsverfahren und einer früheren finanziellen Beteiligung der Gemeinden vor Ort profitiert. Hier besteht dringender Nachbesserungsbedarf.\r\nIn § 28 Abs. 5 und Abs. 7 ROG sollten deswegen vereinfachende Klarstellungen aufgenommen werden. Insbesondere bedarf es klarer gesetzlicher Fristen, bis wann die Umwidmung beste-hender Windenergiegebiete abgeschlossen sein muss. Aufgrund der fehlenden Frist kommt es derzeit zu erheblichen Verzögerungen in der Praxis. Es besteht Grund zur Annahme, dass ohne eine solche Ergänzung – anders als vom Gesetzgeber intendiert – in absehbarer Zukunft keine neuen Beschleunigungsgebiete entstehen. Damit das Überschreiten der Frist nicht gänzlich folgenlos bleibt, sollte die Regelung bestenfalls mit einer Sanktion flankiert, zumindest aber zeitgleich weitergehende Berichtspflichten der Länder bei Fristüberschreitung implementiert werden.\r\nSeite 22 von 27\r\nDer BDEW schlägt folgende Anpassung in § 28 Abs. 5 und Abs. 7 ROG5 vor:\r\n(5) Die Ausweisung als Beschleunigungsgebiet und die Aufstellung von Regeln für Minderungsmaß-nahmen erfolgen im Rahmen des Planaufstellungsverfahrens zur Festlegung der Vorranggebiete für Windenergie. Wurden die Planaufstellungsverfahren vor dem 15. August 2025 förmlich eingeleitet, kann die erforderliche Ausweisung von Beschleunigungsgebieten und die Aufstellung von Regeln für Minderungsmaßnahmen ausnahmsweise in einem nachfolgenden, innerhalb von drei Monaten förmlich einzuleitenden und innerhalb von sechs Monaten abzuschließenden separaten Planungs-verfahren erfolgen; in diesem Fall sind § 7 Absatz 5, die §§ 8, 9 Absatz 5, die §§ 10 und 11 für Raumordnungspläne entsprechend und mit der Maßgabe anzuwenden, dass\r\n1.\r\ndas Planungsverfahren auf die Änderungen durch Ausweisung als Beschleunigungsge-biet und die Aufstellung etwaig noch fehlender Regeln für Minderungsmaßnahmen be-schränkt ist,\r\n2.\r\nbei der Beteiligung nach § 9 Absatz 2 jeweils ein Monat als Dauer der Veröffentlichung und als Frist zur Stellungnahme angemessen ist.\r\n(6) (…) Für Vorranggebiete für Windenergie, die nach Ablauf des 19. Mai 2024 und vor dem 15. Au-gust 2025 ausgewiesen worden sind, gelten die Absätze 2 bis 6 entsprechend. Das Verfahren nach Absatz 5 Satz 2 ist innerhalb von einem Monat [nach Inkrafttreten dieses Gesetzes] förmlich ein-zuleiten und innerhalb von sechs weiteren Monaten abzuschließen.\r\n3.8 Geheimnisschutz im UIG gewährleisten\r\nUm auch bei Auskunftspflichten nach dem Umweltinformationsgesetz (UIG) den Anforderun-gen des Geheimnisschutzes unzweifelhaft Rechnung tragen zu können, ist eine entsprechende Verweisregelung im UIG erforderlich\r\n§ 9 Abs. 1 S. 4 UIG sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n„Die informationspflichtige Stelle hat in der Regel von einer Betroffenheit im Sinne des Sat-zes 1 Nummer 3 auszugehen, soweit übermittelte Informationen als Betriebs- und Ge-schäftsgeheimnisse gekennzeichnet sind oder geheimhaltungsbedürftige Daten im Sinne des § 30 VwVfG, auch soweit diese Vorschrift entsprechende Anwendung findet, vorlie-gen können.“\r\n5 Der Vorschlag adressiert die angesichts der Ausweisungspraxis der Länder die wichtigere Regelung im ROG und sollte ent-sprechend auch für § 245f Abs. 3 BauGB implementiert werden.\r\nSeite 23 von 27\r\n3.9 Geheimnisschutz im IFG gewährleisten\r\nUm auch bei Auskunftspflichten nach dem Informationsfreiheitsgesetz (IFG) den Anforderun-gen des Geheimnisschutzes unzweifelhaft Rechnung tragen zu können, ist auch im IFG eine entsprechende Verweisregelung erforderlich\r\n§ 6 S. 3 [neu] IFG sollte wie folgt ergänzt werden:\r\n„Die Behörde hat in der Regel von einem Betriebs- oder Geschäftsgeheimnis im Sinne des Satzes 2 auszugehen, soweit Informationen als Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse gekennzeichnet sind oder geheimhaltungsbedürftige Daten im Sinne des § 30 VwVfG, auch soweit diese Vorschrift entsprechende Anwendung findet, vorliegen können.“\r\n3.10 Allgemeine Anmerkung zu informellen Beteiligungsformaten (§ 18 Abs. 3 AEG, § 14 Abs. 3 Bundeswasserstraßengesetz, § 29a PBefG)\r\nInformelle Beteiligungsformate ohne rechtliche Wirkung sind aus Sicht des BDEW kritisch zu bewerten. Ihre Übertragung auf die Energiewirtschaft wäre nicht sinnvoll. Die vorgeschlagene Regelung in § 18a Abs. 3 AEG wirft auch aus grundsätzlichen Erwägungen erhebliche Fragen hinsichtlich ihres Mehrwerts und ihrer praktischen Relevanz auf. Der BDEW erkennt an, dass frühe und informelle Beteiligungsformate ein geeignetes Instrument sein können, um Be-troffene vor Ort frühzeitig einzubinden und Konflikte frühzeitig zu adressieren. Einer rechtli-chen Verankerung solcher Schritte steht der BDEW jedoch grundsätzlich kritisch gegenüber. Durch eine Verrechtlichung besteht die Gefahr, dass informelle Beteiligungen zu einem bloßen formalen Verfahrensschritt entwertet werden, obwohl sie richtigerweise keine eigenständigen rechtlichen Wirkungen entfalten sollen. Der BDEW hat sich – beispielsweise in seiner Stellung-nahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Stärkung der frühen Öffentlichkeitsbeteiligung aus dem Jahr 2024 – bereits in der Vergangenheit eingehend hierzu geäußert.\r\nSeite 24 von 27\r\nAnlage Vorschlag zur Regelung für Realkompensation bei Mast- und Turmbauten\r\nProblembeschreibung\r\nNach einer Entscheidung des BVerwG aus dem Jahr 20246 ist unklar, wie die Realkompensa-tion bei Beeinträchtigung des Landschaftsbilds praktisch umzusetzen ist. Die Unsicherheiten im Umgang mit § 15 BNatSchG und in den Bundesländern stark abweichende Vollzugsvorga-ben führen zu großen Problemen in den Genehmigungsverfahren:\r\n›\r\nGenehmigungsverfahren werden erheblich verzögert: Einige Bundesländer haben ihre Vollzugsvorgaben angepasst. Unter anderem wurden neue, teils hochkomplexe Methoden zur Eingriffs- und Ausgleichsbemessung eingeführt (z. B. in Brandenburg7) oder es werden Negativnachweise zur Realkompensation verlangt (z. B. in Mecklenburg-Vorpommern8). In laufenden Verfahren kommt es flächendeckend zu Nachforderungen (ca. 440 Verfahren in Brandenburg).\r\n›\r\nAkzeptanzförderung durch Realkompensation wird erschwert: Durch Vorhabenträger bei-gebrachte Kompensationsmaßnahmen werden teils gar nicht oder nur zu einem sehr gerin-gen Teil anerkannt. So werden die Vorhabenträger wirtschaftlich benachteiligt, die über diese Maßnahmen Akzeptanz vor Ort schaffen (z. B. in Brandenburg).\r\n›\r\nWirtschaftlichkeit von Projekten ist in Gefahr: Die Kosten für den Ausgleich über Öko-punkte-Systeme steigen wegen der gestiegenen Nachfrage teils stark an (z. B. in Mecklen-burg-Vorpommern). Die von Bundesland zu Bundesland abweichenden Vorgaben für Er-satzgeldzahlungen führen zu stark abweichenden Zahlungen, die teils mehrere Hunderttau-send Euro pro Windenergieanlage ausmachen (z. B. in Niedersachsen).\r\n›\r\nRechtssicherheit von Genehmigungen steht in Frage: Einige Bundesländer setzen das BVerwG-Urteil bisher nicht um. In diesen Bundesländern (z. B. in Niedersachsen) werden weiterhin Ersatzgeldzahlungen festgesetzt, ohne die Möglichkeit einer Realkompensation für das Landschaftsbild zu berücksichtigen.\r\n6 BVerwG, Urteil vom 12. September 2024, 7 C 3.23.\r\n7 Landesamt für Umwelt Brandenburg, Methode zur Beurteilung der Eignung von Maßnahmen für die Kompensation erheblicher Beeinträch-tigungen des Landschaftsbildes (sog. „Märkisches Modell“), Stand 28.07.2025\r\n8 Ministerium für Klimaschutz, Landwirtschaft, ländliche Räume und Umwelt Mecklenburg-Vorpommern, Erlass zur Bemessung der Kompen-sationshöhe für Beeinträchtigungen des Landschaftsbildes durch Windenergieanlagen und andere turm- und mastenartige Anlagen vom 27.03.2025.\r\nSeite 25 von 27\r\nDie Problematik betrifft nicht nur Windenergieprojekte, sondern alle Mast- und Turmbauten, also insbesondere auch den Netzausbau. Die vorgeschlagene Regelung bietet eine Lösung für alle betroffenen Projekte.\r\nVorschlag für eine praxistaugliche Regelung im Gesetz\r\nVor diesem Hintergrund wird die Ergänzung eines neuen Absatzes 6b in § 15 BNatSchG vorge-schlagen.\r\nFormulierung eines neuen § 15 Abs. 6b BNatSchG\r\n(6b) Wird die Beeinträchtigung des Landschaftsbildes durch Windenergieanlagen oder andere mast- und turmartige Anlagen mit einer Höhe von mehr als 20 Metern verursacht, hat der Verursacher auf Antrag Ersatz in Geld nach Absatz 6a mit der Maßgabe zu leisten, dass\r\n1. die Ersatzzahlung 250 Euro je Meter Anlagenhöhe beträgt;\r\n2. der Verursacher die Kosten für in betroffenen Naturräumen nach § 17 Absatz 4 Satz 1 vorgesehene Maßnahmen bei der Ersatzzahlung in Abzug bringen kann,\r\na. sofern die jeweilige Maßnahme die Vielfalt, Eigenart und Schönheit oder den Erho-lungswert von Natur und Landschaft für die Dauer des Betriebs der Anlage erhöht, wovon insbesondere Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach Anlage 6 der Bundes-kompensationsverordnung und der Rückbau von, das Landschafts- und Ortsbild stö-renden, baulichen Anlagen umfasst sind, und\r\nb. soweit die Kosten der Maßnahme die durchschnittlichen Kosten vergleichbarer Maßnahmen des Landschaftsbaus nicht überschreiten.\r\nRegelungsziel ist der Erhalt der Akzeptanz der Windenergie und anderer turm- und mastarti-ger Anlagen, indem Kompensationsmaßnahmen in den Gemeinden vor Ort möglich bleiben und einfach mit Zahlungen kombiniert werden können. Durch die einfache und praxisnahe Re-gelung wird Rechtsklarheit und Rechtssicherheit geschaffen und unnötiger Bürokratieaufwand für Genehmigungsbehörden und Projektierer vermieden. Im Ergebnis werden die Genehmi-gungsverfahren unter Wahrung der Gemeinwohlbelange und ohne Zusatzbelastungen für die Verwaltung und die Wirtschaft weiter beschleunigt.\r\nAls Regelungsort wird eine Sonderregelung für Windenergie und andere turm- und mastartige Anlagen direkt im § 15 BNatSchG vorgeschlagen. Die Erfahrungen mit der Bundeskompensati-onsverordnung haben gezeigt, dass weitergehende Regelungen nicht umsetzbar sind.\r\nDer sachliche Anwendungsbereich der Regelung in Absatz 6b ist auf Windenergieanlagen und andere turm- und mastartige Anlagen mit einer Höhe von mehr als 20 m beschränkt. Damit\r\nSeite 26 von 27\r\ngelten für andere Anlagen weiterhin die allgemeinen Vorgaben für Eingriffe in das Land-schaftsbild. Der Vorschlag setzt folgenden Regelungsmechanismus um:\r\n›\r\nErsatzgeldbetrag als Bilanzierungsmaßstab (1. HS.): Ausgangspunkt der Spezialregelung ist die Klarstellung, dass der Eingriff in das Landschaftsbild vom Grundsatz her nicht durch Maßnahmen, sondern durch Ersatzgeld adressiert wird. Der Ersatzgeldbetrag bestimmt die Höhe der zu leistenden Zahlung und ist damit auch Maßstab für etwaig anzurechnende Maßnahmen des Verursachers.\r\n›\r\nHöhe des Ersatzgeldbetrags (Nr. 1): Zur Bemessung der Höhe des Ersatzgeldes wird ein stark vereinfachter Ansatz gewählt, indem nach Nr. 1 die Höhe in Metern mit dem Betrag von 250 Euro multipliziert wird. Damit ist bei Netzvorhaben auch das Ersatzgeld für die Seil-verbindung im Luftraum mit abgegolten. Ein fester Wert ohne zusätzliche Berücksichtigung der Wertigkeit der Landschaft hat auch deshalb Berechtigung, weil bereits auf Ebene der Planung möglichst konfliktarme Flächen ausgewiesen werden.\r\n›\r\nAnrechnung von Maßnahmenkosten (Nr. 2): Die Kosten für eine vom Verursacher geplante Realkompensation werden nach Nr. 2 vollständig auf das Ersatzgeld angerechnet. Zu den anzurechnenden Maßnahmen zählen nach der nicht abschließenden Aufzählung insbeson-dere Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen nach Anlage 6 der Bundeskompensationsverord-nung und der Abriss von Gebäuden und anderen baulichen Anlagen, die das Orts- und Landschaftsbild stören (lit. a.). Die Kosten sind anrechenbar, soweit sie sich im üblichen Rahmen bewegen (lit. b.). Anknüpfungspunkt für die anzuerkennende Höhe der Kosten sind Durchschnittskosten für vergleichbare Maßnahmen, die sich beispielsweise aus dem SIRA-DOS Baupreishandbuch9 entnehmen lassen. Bei den anzurechnenden Kosten der Maßnah-men sind, wie im Zusammenhang mit der Eingriffsregelung üblich (vgl. § 15 Abs. 6 S. 2 BNatSchG), auch die Kosten für deren Planung und Unterhaltung sowie die Flächenbereit-stellung unter Einbeziehung der Personal- und sonstigen Verwaltungskosten zu berücksich-tigen.\r\nDie Regelung des Absatz 6b ist „auf Antrag“ des Vorhabenträgers als Verursacher anzuwen-den. Die Behörde hat bei einem Antrag des Verursachers den neuen § 15 Abs. 6b i.V.m. Abs. 6 BNatSchG zwingend anzuwenden, d. h., ihr kommt insofern kein Ermessen zu. Ohne die Ein-schränkung käme es zu weiteren Verzögerungen und Mehraufwand für Behörden und\r\n9 SIRADOS Baupreishandbuch, 2025\r\nSeite 27 von 27\r\nVorhabenträger, wenn bereits nach der vorher geltenden Rechtslage erstellte Antragsunterla-gen zwingend umgestellt werden müssten."},"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 des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.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 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}}]},"sendingDate":"2026-02-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022562","regulatoryProjectTitle":"Einführung und Ausgestaltung eines Kapazitätsmarktes nach CISAF-Vorgaben","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ed/21/695693/Stellungnahme-Gutachten-SG2602170009.pdf","pdfPageCount":34,"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, 3. Februar 2026\r\nPositionspapier\r\nzu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 2 von 34\r\nInhalt\r\n1 Einleitung und Motivation ......................................................................... 3\r\n2 Anforderung 5: Technologieoffenheit ......................................................... 4\r\n3 Anforderung 6: Bedarfsnachweis ............................................................... 5\r\n4 Anforderung 7: Self-De-Rating ................................................................... 6\r\n5 Anforderung 8: Cross-Border Participation ................................................. 7\r\n6 Anforderung 9: Gebots- und Preisobergrenzen ........................................... 8\r\n7 Anforderung 10: Verteilung der Kapazitätsmenge .................................... 10\r\n8 Anforderung 12: Bekanntgabe Ausschreibungsbedingungen .................... 11\r\n9 Anforderung 14: Auktionsdesign .............................................................. 12\r\n10 Anforderung 15: Sekundärmarkt .............................................................. 13\r\n11 Anforderung 17: Vertragslängen .............................................................. 15\r\n12 Anforderung 18: Produktlaufzeit .............................................................. 16\r\n13 Anforderung 19: Abrufverpflichtung ........................................................ 17\r\n14 Anforderung 20: Pönalisierung ................................................................. 18\r\n15 Anforderung 21: Verhältnis zu SDL-Märkten ............................................. 20\r\n16 Anforderung 22: Flexibilitätsanforderung ................................................. 22\r\n17 Anforderung 24: Verhältnis zu anderen Beihilfen ..................................... 25\r\n18 Anforderung 26: Kostenverteilung ........................................................... 29\r\n19 Anforderung 29: Verfügbarkeitsverpflichtung und Produktdefinition ....... 32\r\n20 Fazit und Ausblick .................................................................................... 34\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 3 von 34\r\n1 Einleitung und Motivation\r\nMit dem fortschreitenden Kohleausstieg und dem vollzogenen Ausstieg aus der Kernenergie-nutzung sowie der Transformation hin zu einem dekarbonisierten Stromsystem wächst die Herausforderung, gesicherte und spätestens bis zum Jahr 2045 CO2-neutrale gesicherte Stromerzeugungsleistung zur Deckung der Residuallast bereitzustellen. Vor diesem Hinter-grund hat die Bundesregierung nach zahlreichen politischen Diskussionen, die seit 2009 immer wieder geführt wurden, die Einführung eines Kapazitätsmarktes angekündigt, mit dem Ziel, diesen bis 2027 zu implementieren. Bei der Einführung eines Kapazitätsmarktes ist es wichtig, ganzheitlich zu denken und die Wechselwirkungen auf die Anforderungen für das Strom- und Gasnetz sowie auf den Wärme- und Gasmarkt im Rahmen der Transformation des Energiesys-tems, insbesondere auch in urbanen Räumen, zu berücksichtigen.\r\nDie EU-Kommission hat im Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF) Vorgaben zu Ka-pazitätsmärkten und somit einen wichtigen ersten Schritt hin zu einer systematischen und bei-hilferechtlich tragfähigen Ausgestaltung geschaffen. Diese Vorgaben bilden Leitplanken, um im Rahmen des Kapazitätsmarktes das energiepolitische Zieldreieck aus Versorgungssicher-heit, Wirtschaftlichkeit und Nachhaltigkeit in Einklang zu bringen.\r\nZiel des CISAF-Frameworks ist es ein “Fast-Track”-Verfahren zu etablieren, um schnelle beihil-ferechtliche Genehmigungsverfahren zu gewährleisten. Viele Vorgaben sind somit als Rahmen für die Schaffung eines Kapazitätsmarktes zu sehen. Darüber hinaus müssen weitere Umset-zungsfragen noch detailliert ausgestaltet werden, um ein funktionsfähiges Gesamtsystem zu gewährleisten. Der BDEW möchte mit diesem Papier die im CISAF-Rahmen enthaltenen Vorga-ben diskutieren und weiterdenken. Dabei werden nicht alle CISAF-Anforderungen aufgegrif-fen, da nicht alle Kriterien für die Einführung eines Kapazitätsmarktes erforderlich sind.\r\nZentrales Ziel des künftigen Kapazitätsmarktes ist es, die Stromversorgung in Knappheitssitua-tionen abzusichern und für gesicherte Leistung ein zusätzliches Einkommen zu generieren. Dieses soll in Kombination mit den Einkommen aus Großhandels- und Regelenergiemärkten, Investoren eine langfristige Einnahmequelle bieten und gleichzeitig die Integrität der Groß-handels- und Regelenergiemärkte wahren. Dadurch werden Marktverzerrungen minimiert. Dies ist ein entscheidender Faktor, um die Energiepreise für Verbraucher zu senken.\r\nIn einigen Aspekten ist es allerdings aufgrund nationaler Gegebenheiten notwendig, über CISAF hinausgehende Regelungen zu treffen, z. B. um zu sicherzustellen, dass Neuanlagen auch an system- und netzdienlichen Standorten im Stromnetz angereizt werden können. Dies bedeutet insbesondere einen notwendigen Zubau im Süden Deutschlands, um die beim Trans-port des Stroms von Nord- und Nordost nach Süd- und Südwestdeutschland vermehrt auftre-tenden Netzengpässe auszugleichen, berücksichtigt aber auch lokal benötigte Systemdienst-leistungen sowie standortspezifische Potenziale wie die Nähe zu Wärmenetzen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 4 von 34\r\n2 Anforderung 5: Technologieoffenheit\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Der Kapazitätsmechanismus muss allen Technologien, Empfängern und Vorhaben offenstehen, die transparente, objektive und diskriminierungsfreie technische und umweltbezogene Anforderungen erfüllen. Es sind keine weiteren Kriterien festgelegt. Für die Teilnahme darf die geforderte Mindestkapazität höchstens 1 MW (herabgesetzt) oder die geforderte Mindestlieferdauer höchstens 1 Stunde betragen, und die Aggregierung muss zulässig sein\r\n›\r\nProblemstellung: Bei der Ausgestaltung der Technologieoffenheit ist zwischen drei Punkten zu unterscheiden:\r\n\r\nMindestkapazität von 1 MW (de-rated): Die Einbindung sämtlicher Anlagen – einschließlich kleiner und dezentraler Einheiten – ist wichtig, um das verfügbare Potenzial vollständig zu nutzen. Gleichzeitig muss jedoch sichergestellt werden, dass eine ausreichende Kontrollier- und Messbarkeit gewährleis-tet bleibt.\r\n\r\nZulässigkeit der Aggregierung: Die Möglichkeit, Gebote von mindestens 1 MW zu aggregieren, ist entscheidend, um auch Kleinstanlagen und flexible Erzeugungskapazitäten in den Markt zu integrieren, Wettbewerb zu stärken und damit zu geringeren Kosten beizutragen. Hierbei ist es wich-tig, dass auch Aggregatoren von Nachfrageflexibilität sowie Aggregatoren, die nicht die Anlagenbesitzer sind, teilnehmen können. Allerdings besteht bei einer weitgehenden Aggregation unterschiedlicher Technologien und Kapazitäten das Risiko einer verringer-ten Transparenz sowie potenzieller Marktverzerrungen („Gambling“), was in den Liefer-bedingungen und Pönalen adressiert werden muss.\r\n\r\nMindestlieferdauer von einer Stunde: Eine zu starke Fragmentierung der Produkte könnte zwar das Angebot erhöhen, führt jedoch zu erhöhter Komplexität – insbesondere in Stresssituationen, wenn zahlreiche kurzfristige (z. B. viertelstündliche) Kapazitäten koordiniert werden müssten.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW spricht sich dafür aus, den Kapazitätsmarkt so einfach und über-sichtlich wie möglich zu gestalten, ohne dabei die Teilnahme von Flexibilitäten und dezent-ralen Anlagen einzuschränken. Dementsprechend schlägt der BDEW eine Mindestkapazität von 1 MW und eine Mindestlieferdauer von einer Stunde vor. Aggregierung muss dabei, wie in CISAF vorgesehen, zulässig sein.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 5 von 34\r\n3 Anforderung 6: Bedarfsnachweis\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Der Mitgliedstaat muss bestätigen, dass er beurteilt hat, ob die Beden-ken bezüglich der Angemessenheit der Ressourcen durch eine strategische Reserve ausge-räumt werden können.\r\n›\r\nProblemstellung: Die Strombinnenmarktverordnung (Artikel 23 und 24) eröffnet zwei Wege, um den Bedarf an zusätzlicher gesicherter Leistung nachzuweisen: über ein europäi-sches Monitoring (den ERAA-Bericht) oder über nationale Verfahren (wie das deutsche Ver-sorgungssicherheitsmonitoring, VSM). Beide Berichte zeigen übereinstimmend, dass in Deutschland in den kommenden Jahren eine Versorgungslücke entstehen wird. Diese Fest-stellung belegt zwar den Bedarf an zusätzlichen Kapazitäten, lässt jedoch offen, mit wel-chem Instrument dieser Bedarf gedeckt werden soll.\r\nDie Wahl des geeigneten Instruments ist daher nicht allein eine Frage der Diagnose, son-dern der politischen und regulatorischen Ausgestaltung. Strategische Reserven sind im Ver-gleich zu Kapazitätsmärkten weniger geeignet, um den benötigten Neubau von gesicherter Leistung anzureizen. Ein Vergleich mit anderen europäischen Staaten zeigt, dass Belgien, Frankreich und das Vereinigte Königreich unter ähnlichen Voraussetzungen Kapazitäts-märkte eingeführt und von der EU-Kommission genehmigt bekommen haben.\r\nZu unterscheiden sind der ERAA und VSM-Bericht von der Bedarfsermittlung und Dimensio-nierung des Kapazitätsmarktes, welche von der EU Kommission gesondert genehmigt wer-den muss.\r\n›\r\nBDEW-Position: Angesichts des hohen und weiter steigenden Zubau- und Investitionsbe-darfs an gesicherter Leistung sowie der Ineffizienz, neue Kraftwerke lediglich für den Ein-satz in Reserve vorzuhalten, sieht der BDEW in den meisten CISAF-Anforderungen keine wesentlichen Hürden für die Einführung eines Kapazitätsmarktes in Deutschland.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 6 von 34\r\n4 Anforderung 7: Self-De-Rating\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: „Der Mitgliedstaat bestätigt, dass De-Rating-Faktoren gemäß Krite-rium 1 festgelegt wurden. Die Multiplikation des maßgeblichen De-Rating-Faktors mit der installierten Kapazität einer Einheit ergibt die Standardkapazität (in MW), die am Kapazi-tätsmechanismus teilnehmen kann. Kapazitätsanbieter dürfen im Einzelfall vom Standard-De-Rating-Faktor für die betreffende Technologie abweichen (um bis zu mindestens 15 % des Standard-De-Rating-Faktors dieser Technologie). In diesem Fall müssen Kapazitätsan-bieter mit Vertragsstrafen im Zusammenhang mit ihrem individuellen De-Rating-Faktor rechnen.“\r\n›\r\nProblemstellung: Aus Sicht der Systemverantwortlichen, die in Knappheitssituationen ope-rativ die Versorgungssicherheit gewährleisten und umfassende Kenntnisse über den Beitrag von Technologien für das Gesamtsystem haben, machen zentral bestimmte De-Rating-Fak-toren innerhalb eines Kapazitätsmarktes insbesondere Sinn. Die Marktteilnehmer können hingegen einzelne Anlagen beurteilen und deren konkrete Verfügbarkeit (z.B. Verfügbarkeit von Anlagen ohne De-Rating-Faktor oder bei Kleinstflexibilitäten wie Wärmepumpen) ein-schätzen. Somit können sie besser beurteilen, für wie viel gesicherte Leistung ihr spezifi-sches Portfolio, wann und wie lange verfügbar ist. Es ist wichtig, den Zusammenhang zwischen den De-Rating-Faktoren und dem Sekundär-markt zu berücksichtigen, da eine Anlage im Knappheitsfall entweder vollständig zur Verfü-gung steht oder nicht. Wenn eine Anlage nicht zur Verfügung steht, muss die bezuschlagte Menge im Sekundärmarkt beschafft werden. Andersherum können Anlagen, die vollständig (d. h. mehr als die durch De-Rating bezuschlagte Menge) zur Verfügung stehen, ihre zusätz-liche Leistung auf dem Sekundärmarkt anbieten.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW sieht die Möglichkeit der Abweichung vom vorgegebenen De-Ratingfaktor kritisch und empfiehlt stattdessen die Einführung von Service-Level-Agree-ments nach belgischem Vorbild, um Flexibilitäten und Innovationen zu berücksichtigen.Der Verzicht auf Self-De-Rating sollte nicht zu erheblichen Verzögerungen im Prozess der beihil-ferechtlichen Genehmigung führen.\r\nDarüber hinaus können Kapazitätsinhaber, die eine höhere Verfügbarkeit als im Standard-De-Rating abgebildet nachweisen können, diese über den Sekundärmarkt vermarkten. Für Kapazitäten, die vom De-Rating nach unten abweichen möchten, muss es den Bietenden offenstehen, weniger Kapazität als die De-Rating-reduzierte Leistung anzubieten. Ein Ge-botszwang darf in diesem Fall nicht bestehen.\r\nSollte CISAF-konform Self-De-Rating ermöglicht werden, muss sich dies unmissverständlich in der Höhe der Pönalen widerspiegeln.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 7 von 34\r\n5 Anforderung 8: Cross-Border Participation\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Der Kapazitätsmechanismus muss im Einklang mit der ACER-Methode für eine grenzüberschreitende Teilnahme offen sein. Die maximale Eintrittskapazität muss auf der Grundlage der ACER-Regeln festgelegt werden.\r\n›\r\nProblemstellung: Die Einbindung ausländischer Kapazitäten in einen nationalen Kapazi-tätsmarkt ist für die Versorgungssicherheit sowie die Integration europäischer Energie-märkte von wesentlicher Bedeutung. Dabei lassen sich zwei grundlegende Modelle unter-scheiden: die implizit und die explizite Teilnahme.\r\nDie implizite Teilnahme, bei der ausländische Kapazitäten bei der Bedarfsermittlung be-rücksichtigt werden, kann deutlich schneller umgesetzt werden, da keine Verträge mit aus-ländischen Kapazitäten erforderlich sind, sondern deren implizite Beiträge zur nationalen Versorgungssicherheit Deutschlands abgeschätzt und bei der Dimensionierung berücksich-tigt werden. Hierbei erfolgt jedoch keine separate Vergütung der ausländischen Kapazitä-ten.\r\nEine explizite Teilnahme, wobei ausländische Kapazitäten direkt am Kapazitätsmarkt teil-nehmen, erfordert insbesondere im zentral in Europa gelegenen Deutschland komplexe vertragliche Vereinbarungen mit den Netzbetreibern und Kapazitätsinhabern in allen Nach-barländern, was den Prozess der Einführung eines Kapazitätsmarktes verlangsamen könnte. Die direkte Teilnahme ausländischer Kapazitäten ermöglicht bei effizienter Umsetzung eine marktgerechtere Integration. Die explizite Teilnahme führt zu hohem Aufwand auf Seiten der TSOs, welcher sich in Netzentgelten und/oder Umlagen niederschlägt. Daher wird die explizite Teilnahme in den ACER-Regeln und im Clean Energy Package vorgeschrieben und nach und nach in den bestehenden Kapazitätsmärkten umgesetzt.\r\n›\r\nBDEW-Position: Die explizite Teilnahme sollte gemäß den europäischen Vorgaben umge-setzt werden, um eine Harmonisierung der europäischen Märkte zu erreichen. Um jedoch eine schnelle Einführung eines Kapazitätsmarktes zu ermöglichen, sollte ein Einführungs-plan zur schrittweisen Umsetzung der grenzüberschreitenden Teilnahme festgelegt wer-den, der ausreichend Zeit für die Aushandlung der bilateralen Verträge zwischen den TSOs unter Einbeziehung der Kapazitätsinhaber gewährleistet.\r\nDa aus Ländern ohne Kapazitätsmarkt Gebote gegen Null zu erwarten sind, ist hier eine im-plizite Teilnahme im Sinne einer schnellen Einführung ausreichend, um die Komplexität zu reduzieren. Ländern mit Kapazitätsmarkt sollte hingegen möglichst frühzeitig eine Teil-nahme am Kapazitätsmarkt ermöglicht werden.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 8 von 34\r\n6 Anforderung 9: Gebots- und Preisobergrenzen\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Das maximale Nachfrageziel für die Ausschreibung sollte auf der Grundlage der Ergebnisse des zentralen Referenzszenarios für die Abschätzung der Ange-messenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene berechnet werden, damit der gemäß Kriterium 1 bestimmte Zuverlässigkeitsstandard erreicht wird. Eine Nachfragekurve sollte so festgelegt werden, dass die Nachfrage proportional verringert wird, wenn die Preise in der wettbewerblichen Ausschreibung, die zur Berechnung des Zuverlässigkeitsstandards ver-wendeten CONE übersteigen.\r\nEs können Gebotsobergrenzen eingeführt werden. Wenn Gebotsobergrenzen verwendet werden, müssen sie: a) so festgelegt werden, dass eine ineffiziente vorzeitige Schließung bestehender Anlagen auf der Grundlage einer detaillierten Schätzung der Kosten und Einnahmen pro Referenzvor-haben vermieden wird, und\r\nb) durch ein Verfahren für einzelne Ressourcen ergänzt werden, um gegenüber der nationa-len Regulierungsbehörde eine Ausnahme von der Preisobergrenze auf der Grundlage der spezifischen Kosten dieser Ressourcen zu begründen.\r\n›\r\nProblemstellung: Die Festlegung von Preis- und Gebotsobergrenzen in Auktionen stellt eine zentrale Herausforderung im Auktionsdesign dar.\r\nGebotsobergrenzen begrenzen die erlaubte Höhe der Gebote und sollen Ausnutzung von Marktmacht vermeiden.\r\no\r\nPreisobergrenzen begrenzen die Höhe der Zahlung an den Kapazitätsinhaber beim Clearing der Ausschreibung und dienen der Markstabilität sowie der besseren Prognostizierbarkeit der Kosten.\r\nDie Idee von gestaffelten Gebotsobergrenzen für Bestands- und Neuanlagen zielt im CISAF vorgesehenen Fall mit einem Clearingpreis darauf ab, vor der Ausübung von Marktmacht und vor strategischem Bieten im Portfolio zu schützen und sowohl Bestand- als auch Neu-anlagen angemessen zu vergüteten. Gestaffelte Gebotsobergrenzen können sicherstellen, dass sowohl Bestand- als auch Neuanlagen angemessen vergütet werden. Auf der anderen Seite bergen Gebotsobergrenzen die Gefahr, dass notwendige Investitionen in die Moder-nisierung oder den Weiterbetrieb bestehender Anlagen nicht refinanziert werden können. Wenn sie eingeführt werden, sind Gebotsobergrenzen so zu wählen, dass sinnvolle Investi-tionen trotzdem durchgeführt werden.\r\nPreisobergrenzen können sinnvoll sein, wenn sie nicht zu stark in den Wettbewerb eingrei-fen, aber die Ausübung von Marktmacht begrenzen können. Die Definition der\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 9 von 34\r\nPreisobergrenze hat jedoch unmittelbare Auswirkungen auf den Wettbewerb in den Aus-schreibungen und sollte einen möglichst geringen Eingriff in den Markt darstellen. Darüber hinaus muss eine Preisobergrenze sicherstellen, dass auch neue Technologien in den Markt eintreten können.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW sieht die Einführung einer Preisobergrenze kritisch, da eine zu niedrige Preisobergrenzen Investitionen verhindern würde.\r\nSollten dennoch Obergrenzen eingeführt werden, müssten mögliche Regeln für die Ausge-staltung möglichst einfach und unbürokratisch sein. Die Höhe der Preisobergrenzen muss vor jeder Ausschreibung überprüft und an Kostenentwicklungen, wie beispielsweise den Brennstoffpreisen, den CO₂-Kosten sowie den Bau- und Finanzierungskosten, angepasst wird. Insgesamt sieht der BDEW in einer indexierten Ausgestaltung der Preisobergrenze einen notwendigen Baustein, um Versorgungssicherheit, Marktintegrität und Investitions-bereitschaft gleichermaßen zu gewährleisten.\r\nIn den CISAF-Anforderungen findet eine Festlegung für maximale Kapazitätszahlungen vor allem über den Cost of New Entry (CONE)-Wert statt. Der CONE-Wert sollte anhand einer klimafreundlichen Technologie, wie H2 Kraftwerken, berechnet werden, um sicherzustel-len, dass Investitionen in klimafreundliche Technologien finanziell möglich sind. Der CONE-Wert darf nicht dazu führen, dass das Kapazitätsniveau unterschritten wird. Für eine Preis-obergrenze empfiehlt sich zusätzlich zum CONE noch ein prozentualer Sicherheitsauf-schlag, um robuster gegen mögliche Fehlkalkulationen bei der Berechnung des CONEs zu sein.\r\nLangfristige Zahlungen für mehrere Jahre sollten an die Inflation gekoppelt sein. Dadurch wird der Effekt der Inflationsentwicklung sozialisiert und ein Level-Playing Field geschaf-fen, in welchem nicht jeder Bieter eigene Annahmen für die Inflationsentwicklung treffen muss.\r\nGestaffelte Gebotsobergrenzen für Bestandsanlagen würden Sinn ergeben, wenn man die Ausübung von Marktmacht befürchten müsste. Aufgrund der heterogenen Marktsituation empfiehlt der BDEW daher darauf zu verzichten.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 10 von 34\r\n7 Anforderung 10: Verteilung der Kapazitätsmenge\r\n›\r\nCISAF Anforderung: 4-6 Jahre vor dem Lieferfenster sollte eine wettbewerbliche Ausschrei-bung für 75-90 % des für das Lieferfenster veranschlagten Nachfrageziels durchgeführt wer-den. In einem kürzeren Zeitraum vor der Lieferung können wettbewerbliche Ausschreibun-gen zur Anpassung durchgeführt werden, wobei die Vorlaufzeit für die Entwicklung der Last-steuerung und der Speicherung zu berücksichtigen ist.\r\n›\r\nProblemstellung: Je früher die Ausschreibung erfolgt, desto mehr Planungssicherheit ha-ben der Systemverantwortliche und die Kapazitätsinhaber, insbesondere was die Verfüg-barkeit von Bestandsanlagen betrifft. Außerdem muss ausreichend Bauzeit für den Neubau von Kraftwerken berücksichtigt werden. Gleichzeitig nimmt mit einer früheren Ausschrei-bung die Ungenauigkeit in der Bedarfsprognose zu.\r\nDarüber hinaus ist es zielführend, möglichst große Mengen technologieoffen auszuschrei-ben, um den größtmöglichen Wettbewerb zu erreichen. Jedoch ist es insbesondere bei der Lastflexibilität meist nicht möglich, ihre Kapazitäten fünf Jahre im Voraus vorherzusagen. Dennoch muss diese auch in der frühzeitigen Auktion zugelassen sein.\r\nJe früher die Ausschreibungen für langfristige Verträge stattfinden, desto mehr Zeit haben auch kleinere Teilnehmer, den erforderlichen Zubau bis zum Erfüllungszeitpunkt zu realisie-ren. Gleichzeitig besteht in den nächsten Jahren ein hoher Zeitdruck beim Zubau steuerba-rer Kapazitäten, bei dem jedes Jahr relevant ist. Es kann zielführend sein, nach belgischem Vorbild eine zusätzliche Auktion (T-2) einzuführen. Dies hat den Vorteil, dass zu diesem zwei Jahre vor Erfüllung die Terminmärkte liquide sind, die Marktteilnehmer mehr Flexibili-tät haben und ausreichend Zeit für den Zubau von Speichern haben.\r\nWenn in T-1-Auktionen zu großen Mengen auktioniert werden sollen, besteht die Gefahr, dass sich diese bei Unterzeichnungen nicht mehr korrigieren lässt. Insbesondere in den ers-ten Auktionen ist die Bedarfsermittlung herausfordernd, da es keine Erfahrungswerte über das Potenzial unterschiedlicher Technologien gibt.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW begrüßt die Vorgaben des CISAF und schlägt eine Aufteilung der technologieoffenen Ausschreibung – in eine T-4 oder T-5-Auktion und eine korrigierende T-1-Auktion – vor. Für die T-1 Auktion wird der Gesamtbedarf für das Erbringungsjahr neu be-rechnet. Die im CISAF vorgeschriebene Verteilung ist daher einzuhalten, jedoch sollte von einer genauen Prozentangabe abgesehen werden. Zu Beginn ist es sinnvoll, sich auf wenige Ausschreibungen zu fokussieren. T-2 Auktionen können ebenfalls zielführend sein, bisher liegen keine Erfahrungswerte vor, ob die T-2 Auktionen in Belgien und in Deutschland zu den gewünschten Ergebnissen führen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 11 von 34\r\n8 Anforderung 12: Bekanntgabe Ausschreibungsbedingungen\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Alle Teilnahmeregeln und Anforderungen für die wettbewerbliche Aus-schreibung müssen mindestens sechs Wochen vor Ablauf der Frist für die Einreichung von Angeboten veröffentlicht werden.\r\n›\r\nProblemstellung: Die unternehmensinterne Vorbereitung der Teilnahme an Auktionen bzw. die Reaktion auf die Ausschreibung, inklusive der Veröffentlichung von Auktionstermi-nen erfordert einige Zeit. Insbesondere neue und/oder kleine Marktteilnehmer benötigen mehr Zeit, um sich auf gegebenenfalls veränderte Ausschreibungsbedingungen vorzuberei-ten. Im Sinne der Reduzierung von Marktzutrittsbeschränkungen sind die Veröffentli-chungsfristen für die Ausschreibungsrunde zur Teilnahme am Kapazitätsmarkt angemessen zu wählen.\r\n›\r\nBDEW-Position: Aus Sicht des BDEW ist es für Bietende notwendig mindestens eine Frist von acht Wochen einzuhalten. So haben alle beteiligten Akteure ausreichend Zeit für die Festlegung der Ausschreibungsbedingungen sowie zur Vorbereitung auf die Ausschreibun-gen. Insbesondere kann diese Frist auch dazu beitragen die Marktzugangshürden gerade für neue und kleine Marktteilnehmer so gering wie möglich zu halten.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 12 von 34\r\n9 Anforderung 14: Auktionsdesign\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Die Empfänger müssen im Wege einer wettbewerblichen Ausschrei-bung ermittelt werden, bei der die Angebote nur nach ihrem Preis pro herabgesetzter (de-rated) Einheit der verfügbaren Kapazität pro Jahr eingestuft werden, und die Beihilfe muss auf der Grundlage des Clearingpreises gezahlt werden.\r\n›\r\nProblemstellung: Die Ausgestaltung des Auktionsdesigns bringt eine Reihe von Herausfor-derungen und Wechselwirkungen mit anderen Designelementen mit sich. Ziel ist es eine möglichst einfach zugängliche Auktion durchzuführen, um den Wettbewerb zu maximie-ren, die Ausnutzung von Marktmacht zu minimieren und ein möglichst kosteneffizientes Ergebnis zu erzielen.\r\nDarüber hinaus hat es Vorteile, möglichst viele Informationen über das Preisniveau des Marktes zu erhalten, um bei Bedarf regulatorische Anpassungen auf Basis dieser Informa-tionen durchführen zu können.\r\nWährend bei Pay-as-cleared der Fall eintreten kann, dass Teilnehmern mit niedrigen Gebo-ten einen höheren Preis gezahlt wird, hat Pay-as-bid den Nachteil, dass die Marktteilneh-mer ihre Gebote auf Basis des erwarteten Zuschlagswertes strategisch anpassen. Beides kann zu ineffizienten Auktionsergebnissen führen.\r\nEbenso haben Auktionsformate wie das sealed bid und Descending-Clock-Auctions in an-deren Ländern jeweilige Vor- und Nachteile. Es ist davon auszugehen, dass das Auktions-format nach der Implementierung nachreguliert werden muss. Dabei ist zu beachten, dass die Planbarkeit für die Marktteilnehmer gewährleistet bleibt und das System vor Über-komplexität geschützt wird.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW begrüßt das Pay-as-cleared-Verfahren, da es zu effizienten Marktergebnissen führt, anhand derer das Auktionsdesign kontinuierlich verbessert wer-den kann. Die Sorge, dass bezuschlagte Anlagen übermäßige Gewinne erzielen, wird durch die Reliability Option adressiert.\r\nDie Erfahrungen aus anderen Ländern zeigen, dass sich die Descending-Clock-Auction als Auktionsformat bewährt hat. Im Sinne einer schnellen und erfolgreichen Umsetzung emp-fiehlt der BDEW, dieses Auktionsformat auch in Deutschland einzuführen. Darüber hinaus ist es zielführend, nachfrageseitig flexibel auf die Angebote reagieren zu können, um ohne großen Kostenaufschlag im sinnvollen Maß zusätzliche Kapazitäten bezuschlagen oder im Fall großer Kostensprünge die Nachfrage reduzieren zu können. Eine elastische Nachfrage um den Kapazitätszielwert begrenzt somit das Risiko für die Verbraucher.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 13 von 34\r\n10 Anforderung 15: Sekundärmarkt\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Die Empfänger müssen ihre Kapazitätsvereinbarung bis mindestens 2 Monate vor Beginn des Lieferfensters an einen anderen Kapazitätsanbieter verkaufen dür-fen.\r\n›\r\nProblemstellung: Kapazitätsinhaber können kurz- und mittelfristig Ausfälle haben. In die-sen Fällen kann die Pönale vermieden werden, wenn die Verpflichtung vor dem Stressevent gehandelt wird. Darüber hinaus haben Kapazitäten, welche de-rated worden sind, bei voll-ständiger Verfügbarkeit zusätzliche Kapazitäten, die sie vermarkten können. Dies ist in den De-Rating-Faktoren berücksichtigt, die die statistischen Ausfallwahrscheinlichkeiten von Technologien in Knappheitsfällen bewerten.\r\nGrundsätzlich kann der Sekundärmarkt als bilateralen Handel (OTC) oder über organisierte Marktplattformen stattfinden. Die Vorteile von Marktplattformen sind die Standardisierung der Produkte und die Automatisierung der Abwicklung sowie die Übernahme des Ausfallri-sikos durch ein Clearinghaus. Das spart Zeit und Kosten für die Marktteilnehmer. Darüber hinaus ist durch die schnellere Abwicklung leichter nachzuvollziehen, bei wem die Erbrin-gungsverpflichtung in welcher Höhe zu welchem Zeitpunkt liegt. Bei einem börsenbasierten Sekundärmarkt wird ein transparenter Marktpreis ermittelt, der wichtige Preissignale ent-hält. Bei der Ausgestaltung der Marktplattform entstehen jedoch zusätzlicher Aufwand und Kosten. In einem Sekundärmarktes besteht jedoch die Gefahr, dass bei Prognostizierbarkeit von Angebots- oder Nachfrageüberschuss im Lieferzeitraum lediglich Extrempreise – also Pönalenhöhe oder null – auftreten.\r\nEs gibt über die für den Kapazitätsmarkt präqualifizierte Kapazitäten weitere Kapazitäten, die im Gegensatz zu stromgeführten KWK-Anlagen saisonal gesicherte Leistung erbringen können, jedoch dies nicht ganzjährig garantieren können. Daher würden sie nicht für den Kapazitätsmarkt präqualifiziert sein, eine Teilnahme am Sekundärmarkt wäre jedoch für be-stimmte Zeiträume möglich.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW schlägt einen organisierten Sekundärmarkt vor, auf dem Kapazi-tätsverpflichtungen gehandelt werden können. Dieser Markt, auf dem die Verpflichtungen gehandelt werden können, soll von den ÜNB oder anderen geeigneten Akteuren, wie z.B. Börsen, ausgestaltet und betrieben werden. Der Handel soll so ausgestaltet sein, dass er die Liquidität im Sekundärmarkt maximiert. Falls zu Beginn des Kapazitätsmarktes noch keine eigene Handelsplattform vorhanden ist und nur OTC-Handel möglich ist, sollte dieser zur Verringerung der Komplexität auf ein einfach zu prüfendes Produkt beschränkt werden bspw. End-of-season oder End-of-month Produkte.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 14 von 34\r\nRegulatorisch vorgegeben werden sollen:\r\n\r\nGate Closure: Begrenzt ist der Handel der Verpflichtung für den Folgetag auf 11 Uhr des Vortages, also vor Schließung des Day-Ahead Marktes, damit die Marktinformation einer Knappheit nicht in die Preisbildung eingreift. Ein ex-post Handel nach dem Stressevent ist daher nicht möglich.\r\n\r\nZulassung: Darüber hinaus sind alle für den Kapazitätsmarkt zugelassenen und – je nach Ausgestaltung – präqualifizierten oder bezuschlagten Kapazitäten berech-tigt am Sekundärmarkt teilzunehmen. Es sollten zusätzliche PQ-Anforderungen für die Teilnahme am Sekundärmarkt definiert werden, um zusätzliche Kapazitä-ten, welche kurzzeitiger gesicherte Leistung anbieten können, die Teilnahme er-möglicht.\r\n\r\nRegister: Es muss dem Systemverantwortlichen zu jedem Zeitpunkt bekannt sein, wer welche Kapazitäten im Knappheitsfall erbringen muss.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 15 von 34\r\n11 Anforderung 17: Vertragslängen\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Kapazitätsvereinbarungen müssen in der Regel ein Lieferfenster abde-cken. Wenn Empfänger Kapitalinvestitionen tätigen, können längere Kapazitätsvereinba-rungen verfügbar gemacht werden. Für jede Tranche von 25 000 EUR/herabgesetztem MW kann ein zusätzliches Jahr angeboten werden.\r\nMit fossilen Brennstoffen betriebenen Kraftwerken dürfen nie Kapazitätsvereinbarungen mit einer Laufzeit von mehr als 15 Jahren gewährt werden.\r\n›\r\nProblemstellung: Für unterschiedliche Technologien ergeben sich jeweils abweichende op-timale Vertragslaufzeiten. Da die Ausschreibungen technologieoffen erfolgen müssen, er-scheint es sinnvoll, die Vertragslaufzeiten an das jeweilige Investitionsvolumen zu koppeln. Eine zu große Vielfalt an Vertragslaufzeiten würde jedoch das Kapazitätsmarktdesign unnö-tig verkomplizieren. Zugleich ist davon auszugehen, dass auch bei kürzeren Vertragslaufzei-ten eine hinreichende Planbarkeit der Erträge über den Kapazitätsmarkt gewährleistet wer-den kann.\r\nZudem ist eine differenzierte Betrachtung zwischen Neu-, Bestands- und Retrofitanlagen erforderlich. Insbesondere im Bestand ist ab Mitte der 2030er Jahre mit einer erheblichen Zahl an Retrofit-Maßnahmen im Zuge der Dekarbonisierung zu rechnen, was in der Ausge-staltung der Vertragslaufzeiten berücksichtigt werden sollte.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW spricht sich dafür aus, die Vorgaben der CISAF grundsätzlich bei-zubehalten, um ein einheitliches und praktikables System sicherzustellen. Um die Komple-xität zu begrenzen, sollte jedoch lediglich zwischen drei Vertragslaufzeiten unterschieden werden – für kleine, mittlere und große Investitionen mit Laufzeiten von 1, 8 und 15 Jah-ren. Die Schwellenwerte für Vertragslängen können aus der CISAF Vorgabe berechnet wer-den.\r\nDen Betreibern sollte es darüber hinaus freistehen, auch kürzere Vertragslaufzeiten zu wählen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 16 von 34\r\n12 Anforderung 18: Produktlaufzeit\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Das Lieferfenster muss ein einziger fester Zeitraum von bis zu einem Jahr zwischen dem 1. November des Jahres Y und dem 31. Oktober des Jahres Y+1 sein.\r\n›\r\nProblemstellung: Das derzeit vorgesehene Lieferfenster stellt die Marktteilnehmer vor die Herausforderung, dass nach dem Winter ein erheblicher Rückgang der Liquidität am Sekun-därmarkt zu erwarten ist, da in dieser Phase keine kapazitativen Knappheiten mehr auftre-ten. Alternativ gestaltete Produkte – beispielsweise von CISAF abweichende Ganzjahresver-träge von Januar bis Januar – müssten hingegen zwei Winterperioden mit möglichen Knappheiten abdecken, ohne dass nachträgliche Anpassungen möglich wären.\r\nZudem stellt sich die Frage, inwieweit eine Harmonisierung der Produktlaufzeiten auf euro-päischer Ebene sinnvoll wäre, um die Einbindung und Beteiligung ausländischer Kapazitä-ten zu erleichtern und den grenzüberschreitenden Handel mit Kapazitäten zu fördern. Bei der Festlegung, ob das Lieferfensters den vollständigen Zeitraum (1.11. Y bis 31.10. Y+1) oder einen kürzeren Zeitraum umfassen sollte, ist folgende Abwägung zu treffen: Ein Liefer-fenster von weniger als 12 Monaten, orientiert nach tatsächlich erwarteten Bedarfszeiträu-men (z.B. Nov. - März) gibt einen zusätzlichen Anreiz, Wartungen etc. nicht in die relevan-ten Zeiträume zu legen. Auf der anderen Seite deckt ein 12-monatiges Lieferfenster auch zukünftige Verschiebungen von Knappheitszeiträumen ab. Bei Vertragslängen von bis zu 15 Jahren ist das durchaus relevant.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW bewertet die Produktlaufzeit von November bis Oktober kri-tisch, insbesondere aufgrund der im Sommer des Folgejahres zu erwartenden geringen Li-quidität an den Sekundärmärkten. Gleichwohl geht der BDEW davon aus, dass die Vorteile einer Harmonisierung der europäischen Märkte und einer abgestimmten Dimensionierung der Produkte insgesamt überwiegen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 17 von 34\r\n13 Anforderung 19: Abrufverpflichtung\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Alle Empfänger müssen mindestens einmal pro Lieferfenster aktiviert werden (Lieferung oder Test), was ihnen mit einem Vorlauf von <= 24 Stunden angekündigt werden muss.\r\n›\r\nProblemstellung: Gesonderte Tests braucht es dann für Kapazitäten, die z.B. einen sehr hohen Strike-Price für ihren Abruf haben und daher im Jahr marktlich nicht abgerufen wer-den: Solche Anlagen sollten daher dann gesondert getestet werden dürfen.\r\nFür den Fall, dass es eine marktliche Schwelle zur Verfügbarkeitsverpflichtung gibt, ist da-von auszugehen, dass diese in den meisten Jahren diese erreicht wird und Kapazitätsinha-ber verpflichtet, sind ihre Kapazitäten anzubieten. In den Jahren, in denen die Verfügbar-keitspreisschwelle für Erzeuger nicht erreicht würde, würden die Kapazitätsinhaber mit hohen Grenzkosten, sofern diese nicht im Arbeitsmarkt abgerufen wurden – vermutlich insbesondere Lastflexibilitäten – einmal im Jahr getestet werden.\r\nFür den Fall, dass es für Lastflexibilitäten eine gesonderte Verfügbarkeitspreisschwelle gibt, kann es vorkommen, dass Erzeuger im Jahresverlauf verfügbar sein mussten und Last-flexibilität nicht. In diesen Jahren würden die Lastflexibilitäten getestet werden müssen. Im Falle einer physikalischen Schwelle, und wenn der Systemverantwortliche keine Knapp-heit anzeigt, würden die Kapazitätsinhaber getestet werden müssen.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW begrüßt die Implementierung einer Abrufverpflichtung pro Lie-ferjahr bei Nicht-Lieferung (Kapazitäten, die im Arbeitsmarkt nicht aktiviert wurden) mit einer Ankündigung von 24 h als sachgerecht. Der BDEW schlägt eine Pönale die sich an der Höhe der monatlichen Kapazitätszahlung bei Nicht-Verfügbarkeit pro Test orientiert vor, die sich über weitere Nicht-Verfügbarkeiten multipliziert. Das Maximum der Pönale muss dabei über dem Jahresertrag des Kapazitätsmarktes liegen (bspw. 110%). Gesonderte Tests braucht es dann nur noch für Kapazitäten, die z.B. einen sehr hohen Strike-Price für ihren Abruf haben. Solche Anlagen sollten daher dann gesondert getestet werden dürfen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 18 von 34\r\n14 Anforderung 20: Pönalisierung\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Die Empfänger müssen mit Vertragsstrafen wegen Nichtverfügbarkeit rechnen, wenn sie in einem Lieferzeitraum oder bei einem Test nicht verfügbar sind. Die Ver-tragsstrafen wegen Nichtverfügbarkeit müssen für alle Technologien gleich hoch sein.\r\nGegen einen Empfänger, der in den Lieferzeiträumen innerhalb eines Lieferfensters weniger als 50 % zur Verfügung steht, muss eine Vertragsstrafe verhängt werden, die mindestens seinen Kapazitätseinnahmen für das Lieferfenster entspricht.\r\nDen Empfängern dürfen keine Vertragsstrafen wegen Nichtverfügbarkeit außerhalb der Lie-ferzeiträume drohen. Die Empfänger müssen für die verbleibende Laufzeit einer Kapazitäts-vereinbarung Vertragsstrafen wegen Nichtverfügbarkeit zahlen, wenn sie diese Kapazitäts-vereinbarungen vorzeitig kündigen.\r\n›\r\nProblemstellung: Eine Pönalisierung ist erforderlich, um die Verbindlichkeit und Ernsthaf-tigkeit der Gebote sicherzustellen. Dabei ist zwischen Sanktionen aufgrund von Nicht-Ver-fügbarkeit in Stresssituationen und Sanktionen aufgrund der Nicht-Realisierung von Neu-bauprojekten zu differenzieren. In beiden Fällen besteht für Kapazitätsinhaber die Möglich-keit, über den Sekundärmarkt fehlende Kapazitäten zuzukaufen. Sollte dies nicht erfolgen, ist bei Neubauprojekten die Verpflichtung für den betreffenden Lieferzeitraum aufzulösen. Im Falle der Nicht-Verfügbarkeit ist zu berücksichtigen, dass eine Anlage in einer Stresssitu-ation nicht verfügbar, in einer späteren Stresssituation jedoch wieder verfügbar sein kann.\r\nEs ist daher sachgerecht, die Pönale in Abhängigkeit von der Häufigkeit der Nicht-Verfüg-barkeit ansteigen zu lassen. Je mehr Freiheitsgrade den Kapazitätsinhabern eingeräumt werden – etwa durch Self-De-Rating oder reduzierte Kontrollabrufe – desto stärker muss die Verfügbarkeit über entsprechende Pönalen abgesichert werden.\r\nDie Höhe der Pönale sollte mit möglichen Rückzahlungsverpflichtungen, etwa im Rahmen von Reliability Options, verrechnet werden. Als Orientierung für die Bemessung der Pönale bietet sich gemäß CISAF die erhaltene Kapazitätszahlung an; alternativ könnten auch der Value of Lost Load oder andere geeignete Referenzgrößen herangezogen werden.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW befürwortet die Einführung einer Pönale, deren Höhe sich an der erhaltenen Kapazitätszahlung orientiert. Maßgeblich sollte der Umfang der Nicht-Ver-fügbarkeit in Stresssituationen sein, wie in CISAF vorgesehen. Dabei sollte die Pönale mit zunehmender Nicht-Verfügbarkeit ansteigen. Die in CISAF vorgesehene Regelung, wonach bei einer Nicht-Verfügbarkeit von 50 % die vollständige Kapazitätszahlung zurückzuzahlen ist, sowie die weiteren CISAF-Vorgaben werden als sachgerecht bewertet.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 19 von 34\r\nDarüber hinaus spricht sich der BDEW für eine monatliche Begrenzung der Pönalenhöhe sowie für eine absolute Obergrenze aus. Die Höhe dieser Begrenzung sollte sich nach der Ausgestaltung des Kapazitätsmarktes insgesamt richten: Je mehr Freiheitsgrade die Kapazi-tätsinhaber erhalten, desto höher ist die einheitlich anzuwendende Pönale.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 20 von 34\r\n15 Anforderung 21: Verhältnis zu SDL-Märkten\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Der Ansatz für die Teilnahme von Empfängern an diesen Systemdienst-leistungen während des Lieferzeitraums sollte mit der Methode zur Abschätzung der Ange-messenheit der Ressourcen im Einklang stehen, mit der die Erforderlichkeit und der Umfang der Maßnahme ermittelt werden.\r\n1.\r\nWerden Systemdienstleistungen in der Abschätzung der Angemessenheit der Res-sourcen als Beitrag zur Angemessenheit angesehen, müssen die Empfänger diese Dienstleistungen parallel zu ihrer Kapazitätsverpflichtung anbieten dürfen, und wenn sie für die Dienstleistung verfügbar wären, würden sie gleichzeitig als für den Kapazitätsmechanismus verfügbar angesehen.\r\n2.\r\nWerden Systemdienstleistungen nicht als Beitrag zur Angemessenheit angesehen, können die Mitgliedstaaten wählen,\r\n▪\r\nob sie Empfänger, die diese Dienstleistungen verkaufen, von der Teil-nahme am Kapazitätsmechanismus ausschließen oder\r\n▪\r\nob sie die freiwillige Teilnahme an der Dienstleistung und am Kapazi-tätsmechanismus erlauben und im Rahmen des Kapazitätsmechanis-mus Vertragsstrafen drohen, wenn Ressourcen in einem Lieferzeit-raum aufgrund der Erbringung der Dienstleistung nicht verfügbar sind.\r\n›\r\nProblemstellung: Es müssen zu dieser Anforderung zwei Fragestellungen diskutiert wer-den: Ob Kapazitätsinhaber gleichzeitig an den SDL-Märkten teilnehmen dürfen und welche Folgen es hat, im Knappheitsfall nicht verfügbar zu sein, weil der Kapazitätsinhaber SDL er-bringt. Grundsätzlich muss zwischen unterschiedlichen Arten von für Kapazitätsmärkte re-levante Systemdienstleistungen (SDL) unterschieden werden:\r\n1.\r\nSDL, welche vom Systemverantwortlichen abgerufen werden, wie bspw. Redis-patch oder aber auch Schwarzstartfähigkeit.\r\n2.\r\nSDL, bei denen die verfügbare Wirkleistung des Kraftwerks separiert angeboten wird, wie Regelreservemärkte.\r\n3.\r\nSDL, wo die erbrachte Energie zusätzlich vermarktet werden kann, bzw. vorgehal-ten werden muss wie nicht-frequenzgebundene Systemdienstleistungen (nfSDL)-Märkte für Blindleistung oder Momentanreserve. Je nach Erzeugungstechnologie, aber insbesondere bei Batterien kann das Anbieten und/oder Vorhalten der nfSDL die Wirkleistungsmenge reduzieren.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 21 von 34\r\nDie Herausforderung bei der Berücksichtigung in der Dimensionierung ist, dass insbeson-dere Kraftwerke und Speicher sowohl für die Erbringung der Systemdienstleistungen, aber auch für die Bewältigung von Knappheitssituationen benötigt werden. Diese doppelt zu be-schaffen, führt zu volkswirtschaftlichen Ineffizienzen. Zu diskutieren ist, in welchen Situati-onen der Abruf für die Erbringung von SDL, wie Redispatch und Momentanreserve und physikalische Knappheitssituationen sich überschneiden. Bei der Erbringung und Vorhal-tung von Reserveleistung ist zwischen positiver und negativer Regelleistung zu unterschei-den – bei negativer Regelleistung kann der Fall auftreten, dass der Netzbetreiber den Kapa-zitätsinhaber auch im Knappheitsfall auffordert die Leistung zu reduzieren. Für Fälle, in de-nen diese Überschneidungen zutreffen, ist bei der Pönalisierung zu differenzieren.\r\n›\r\nBDEW-Position: Für den deutschen Energiemarkt muss eine gleichzeitige Verfügbarkeit für SDL und Kapazitätsmärkten möglich sein. Für die Unterscheidung der jeweiligen SDL emp-fiehlt der BDEW:\r\n1.\r\nSDL welche vom ÜNB abgerufen werden: Sofern ein Kapazitätsinhaber vom ÜNB abgerufen wird und deshalb nicht marktlich seine Kapazität anbietet, darf dieser nicht pönalisiert werden.\r\n2.\r\nSDL, bei denen die Wirkleistungsangebot aufgeteilt wird: In CISAF Anforderung 29 bestimmt, dass das Anbieten von Leistung in der Regelreserve als Verfügbar-keit gewertet würde. Im Fall von negativer Regelleistung wird diese prioritär be-handelt und die nicht angebotene Leistung darf nicht pönalisiert werden.\r\n\r\nSDL, welche zusätzlich vermarktet wird: Auf den SDL-Märkten sollte nur die Menge angeboten werden, welche die im Kapazitätsmarkt bezuschlagte Wirkleis-tung nicht reduziert. Eine Nichtverfügbarkeit der Wirkleistung aufgrund einer gleichzeitig zu leistenden Systemdienstleistung wird daher gemäß der Nichtver-fügbarkeit pönalisiert. Dies gilt insbesondere für Blindleistung. Für die Ausgestal-tung des Momentanreservemarkt insbesondere ab 2031 benötigt es eine defi-nierte Priorisierung der Märkte aus Systemsicht, insbesondere für Batteriespei-cher.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 22 von 34\r\n16 Anforderung 22: Flexibilitätsanforderung\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Wenn ein Mitgliedstaat sowohl einen Kapazitätsmechanismus als auch eine Flexibilitätsmaßnahme anwendet oder bereits eine Flexibilitätsmaßnahme eingeführt hat, gilt zur Vermeidung des Risikos von Marktzutrittsschranken und/oder einer Überkom-pensation Folgendes:\r\na) Die Kapazität sollte gemeinsam beschafft werden oder\r\nb) die Mitgliedstaaten können bei der Bewertung des Flexibilitätsbedarfs (nach Artikel 19e Absatz 2 Buchstabe c der Elektrizitätsverordnung) festgestellte Anforderungen in Bezug auf nichtfossile Flexibilität in ihre Kapazitätsmechanismen aufnehmen und bei-spielsweise eine Mindestmenge nichtfossiler flexibler Kapazität zur kurzfristigen Gradi-entensteuerung fordern oder\r\nc) die Ressourcen müssen sich für die Teilnahme an einer einzigen Maßnahme entschei-den, entweder an der Förderregelung für nichtfossile Flexibilität oder am Kapazitätsme-chanismus. Bei jeder Maßnahme sollte das Nachfrageziel angepasst werden, um der Teilnahme an der anderen Maßnahme Rechnung zu tragen.1\r\n›\r\nProblemstellung: Deutschland verfügt derzeit weder über einen Kapazitätsmechanismus noch über ein spezifisches Förderregime für nicht-fossile Flexibilität im Sinne der CISAF-An-forderungen. Politisch wird aktuell vor allem die Einführung eines Kapazitätsmarktes vorbe-reitet. Parallel dazu findet – auf Grundlage europäischer Vorgaben – ein Flexibility Needs Assessment (FNA) statt, dessen Ergebnisse Mitte 2026 vorliegen sollen. Das FNA kann dazu führen, dass neben einem Kapazitätsmarkt künftig auch ein eigenständiges Flexibilitätsin-strument erforderlich oder politisch erwogen wird.\r\nDamit entsteht die grundsätzliche Frage, wie Kapazitätsmechanismus und mögliche zukünf-tige Flexibilitätsinstrumente zueinander ausgestaltet werden müssen. Ziel der CISAF-Rege-lungen ist es, Überförderung zu vermeiden, Marktzutrittshürden für nicht-fossile Flexibilität\r\n1 Dies bedeutet, dass die nationalen Behörden sowohl für den Bedarf im Rahmen der Flexibilitätsmaßnahme und als auch den Bedarf im Rah-men des Kapazitätsmechanismus ein Ziel für die Beschaffung in derselben ko-optimierten Auktion festlegen sollten.\r\nDie Teilnehmer leisten ihren Beitrag sowohl zum Flexibilitätsbedarf als auch zum Kapazitätsmechanismus und bieten einen Gesamtpreis für die Erbringung der beiden Dienste an oder legen eine Palette von Angeboten vor. Die Auswahlmethode sollte möglichst geringe Gesamt-kosten für die Deckung sowohl des Flexibilitätsbedarfs als auch des Bedarfs im Rahmen des Kapazitätsmechanismus gewährleisten, d. h., keine alternative Auswahl von Empfängern kann sowohl den Flexibilitätsbedarf als auch den Bedarf im Rahmen des Kapazitätsmechanismus zu geringeren Kosten decken.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 23 von 34\r\nabzubauen und eine kohärente Marktstruktur sicherzustellen. Die Leitlinie nennt hierfür drei mögliche Ausgestaltungswege:\r\n1.\r\nkönnen Kapazitätsbeschaffung und Beschaffung von Flexibilitätsleistungen gemein-sam erfolgen. In diesem Fall würde ein integrierter Ausschreibungsrahmen geschaf-fen, in dem Kapazitäts- und Flexibilitätsbedarfe gleichzeitig adressiert werden. Dies setzt jedoch eine gemeinsame Definition der Anforderungen und ein entsprechend abgestimmtes Marktdesign voraus.\r\n2.\r\nkönnen die im Flexibility Needs Assessment ermittelten Anforderungen an nicht-fossile Flexibilität in den Kapazitätsmechanismus einfließen, indem bestimmte Min-destmengen oder spezifische Flexibilitätsmerkmale dort verankert werden. Der Ka-pazitätsmechanismus würde damit gezielt solche Kapazitäten berücksichtigen, die die im FNA identifizierten Flexibilitätsbedarfe erfüllen. Flexibilitätsbedarf und Kapa-zitätsmechanismus bleiben jedoch eigenständige Konzepte; es handelt sich nicht um eine gemeinsame Ausschreibung.\r\n3.\r\nkönnen Kapazitätsmechanismus und Flexibilitätsförderung strikt voneinander ge-trennt bleiben. In diesem Modell müssten Ressourcen sich für die Teilnahme an ei-nem der beiden Regime entscheiden, sodass keine Doppelförderung möglich ist. Beide Instrumente müssten dann hinsichtlich ihres jeweiligen Nachfrageziels ent-sprechend angepasst werden.\r\nFür Deutschland bedeutet dies, dass bereits im Prozess der Einführung eines möglichen Ka-pazitätsmarktes berücksichtigt werden sollte, welche Wechselwirkungen zu späteren Flexi-bilitätsinstrumenten entstehen können – auch wenn derzeit politisch kein eigenes Flexibili-tätsförderregime vorgesehen ist und das FNA noch aussteht.\r\n›\r\nBDEW-Position: Sofern die Schaffung eines eigenständigen Flexibilitätsmechanismus zu-sätzlich zum zu schaffenden Kapazitätsmarkt zukünftig geplant würde, muss dieser inten-siv auf Kompatibilität mit dem Kapazitätsmarkt geprüft werden. Selbstverständlich sollen dennoch Flexibilitäten ein Bestandteil des Kapazitätsmarktes werden, da sie dabei helfen können die systemischen Kosten dieses Marktes zu senken. Dies gelingt aus Sicht des BDEW am effizientesten durch die Integration von spezifischen Anforderungen in Bezug auf nichtfossile Flexibilitäten direkt im Marktdesign des Kapazitätsmarktes, etwa nach dem Vorbild direkter europäischer Nachbarn.\r\nEs ist sinnvoll, den Bedarf an einem separaten Flexibilitätsmechanismus zu reduzieren, um Ineffizienzen und Verzerrungen durch mehrere Fördermechanismen zu vermeiden. Diese\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 24 von 34\r\nverursachen höhere Preise für Verbraucher und schaffen mögliche Ungleichgewichte zwi-schen den Systemen. Bei mehreren Mechanismen ist es oft unklar, wie diese miteinander interagieren. Wenn ein Flexibilitätsmechanismus vor einem Kapazitätsmechanismus einge-führt wird, ist es für Teilnehmer schwierig, die potenzielle zukünftige Kapazitätsmechanis-musteilnahme in ihre Gebote einzupreisen. Dies kann dazu führen, dass nicht die kostenef-fizientesten Projekte einen Vertrag erhalten, sondern diejenigen, die die optimistischsten Annahmen über die zukünftige Interaktion der Mechanismen treffen.\r\nDas Design von Prequalifikation, Testing und Metering muss ebenfalls gut auf Lastflexibili-täten anwendbar sein. Der BDEW empfiehlt daher bei der Schaffung eines Kapazitätsmark-tes Option b) der CISAF-Anforderung umzusetzen und so auch insbesondere Speicher und Demand-Side-Flexibility zu integrieren.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 25 von 34\r\n17 Anforderung 24: Verhältnis zu anderen Beihilfen\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Beihilfen für dieselbe Kapazitätsressource aus mehr als einer Beihil-femaßnahme können kumuliert werden, solange eine Überkompensation vermieden wird. Lässt der Mitgliedstaat die Kumulierung von im Rahmen des Kapazitätsmechanismus ge-währten Beihilfen mit im Rahmen anderer Maßnahmen gewährten Beihilfen zu, so muss in einem öffentlich zugänglichen Dokument (z. B. den Regeln für den Kapazitätsmechanismus und/oder den Regeln für andere Regelungen) klar dargelegt sein, nach welcher Methode diese Anforderung erfüllt wird.\r\n›\r\nProblemstellung: Für Anlagen, die einen Beitrag in Knappheitssituationen leisten können und bereits eine Förderung erhalten, gibt es nach den CISAF-Anforderungen zwei Möglich-keiten. Entweder schließt man die Anlagen von der Auktion aus und berücksichtigt ihren Beitrag im Knappheitsfall, indem man diesen von der ausgeschriebenen Menge abzieht. Oder die geförderten Anlagen nehmen an der Ausschreibung teil und die Förderung sowie die erhaltene Kapazitätszahlung werden so verrechnet, dass eine Überförderung ausge-schlossen wird.\r\nFür EEG-geförderte und KWSG-geförderte Anlagen muss die Berechnungsmethodik an die unterschiedlichen Förderregime und Abschöpfungsmechanismen angepasst und verrech-net werden. Diese stehen für das KWSG noch nicht fest und sind für die EEG-Förderung ei-nem stetigen Wandel unterworfen – entsprechende Änderungen müssten jeweils ange-passt werden.\r\nDies hätte den Vorteil, dass die Kosten für die Förderung sachgerecht zwischen der Förder-begründung (bspw. Dekarbonisierung) und dem Anteil zur Versorgungssicherheit aufge-teilt und über die Kapazitätsmarktumlage verteilt würden. Nachteilig sind der damit ver-bundene Aufwand und die zusätzliche Komplexität.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW empfiehlt, geförderte Anlagen bei der Dimensionierung zu be-rücksichtigen, sie jedoch von den Auktionen auszuschließen. Gleichzeitig ist bei der Ausge-staltung anderer Fördermechanismen darauf zu achten, dass gesicherte Leistung in Knapp-heitssituationen verfügbar ist. Nach Ablauf des Förderzeitraums ist die Teilnahme als Be-standsanlage möglich.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 26 von 34\r\nExkurs KWK-Anlagen:\r\n›\r\nProblembeschreibung: Aktuell erhalten KWK-Anlagen über ihre strom- und wärmeseitigen Markterlöse hinaus Zuschläge im Rahmen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG). Mit Einführung eines Kapazitätsmarktes entsteht eine zusätzliche Erlösmöglichkeit für steu-erbare Stromerzeugungs-Anlagen wie KWK. Gleichzeitig führt die höhere Verfügbarkeit steuerbarer Kapazitäten zu niedrigeren Strommarkterlösen. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage, inwieweit Kapazitätszahlungen aus einem Kapazitätsmarkt (KM) mit zentra-len Ausschreibungen, die derzeit im KWKG gewährten stromseitigen Zuschlagszahlungen substituieren könnten. Dabei gilt zu beachten, dass eine rein stromseitige Erlösbetrachtung die - für den Ausbau der Fernwärme und für die Umsetzung der Wärmewende elementa-ren - Förderungen der Wärme-, Kältenetz- sowie Speicherinfrastruktur aus dem KWKG un-berücksichtigt lässt.\r\nGrundsätzlich gibt es drei Möglichkeiten, KWK-Anlagen in einem Stromsystem mit Kapazi-tätsmarkt in Deutschland weiterzuführen, wobei eine Teilnahme von aktuell nicht in Förde-rung befindlichen KWK-Anlagen an den Auktionen im Kapazitätsmarkt jederzeit möglich ist. Ebenso können sich auch KWK-Neuanlagen ungefördert über den Kapazitätsmarkt finanzie-ren:\r\n1.\r\nBeibehaltung des KWKG und gleichzeitige Teilnahme der geförderten Anlagen am Ka-pazitätsmarkt. Dies wird beispielsweise in Polen praktiziert, wobei die KWK-Fördersumme und die Zahlung aus dem KM verrechnet werden, um eine Überförderung auszuschließen.\r\n2.\r\nBeibehaltung des KWKG und keine Teilnahme von geförderten Anlagen am Kapazi-tätsmarkt. Der Aufbau von KWK-Anlagen würde weiterhin über das KWKG angereizt werden und die Menge an gesicherter Leistung aus dem KWKG würde bei der Mengen-Dimensio-nierung der Kapazitätsausschreibungen nach dem KM berücksichtigt. Dies wird bei-spielsweise in Belgien und Großbritannien so gehandhabt.\r\n3.\r\nDas KWKG wird nicht weitergeführt und KWK-Anlagen werden über den KM ange-reizt. Es stellt sich die Frage, ob die erwarteten Kapazitätszahlungen aus technologieoffenen Ausschreibungen für Neuinvestitionen in KWK-Anlagen ausreichen oder, ob technolo-giespezifische Anpassungen im Kapazitätsmarktdesign notwendig wären, die der Tech-nologieoffenheit entgegenstehen würden. Darüber hinaus würde mit Wegfall des KWKG ein bewährtes, unkompliziertes und zentrales Instrument zur Förderung der Ef-fizienz sowie des Fernwärmeausbaus wegbrechen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 27 von 34\r\n›\r\nBDEW-Position: Die Modellergebnisse einer von Frontier Economics für den BDEW erstell-ten Studie haben ergeben, dass im Fall einer ausschließlichen Teilnahme von KWK-Anlagen in zentralen Kapazitätsmarktausschreibungen die erwarteten Erlöse aus Kapazitätsmarkt-zahlungen und Strommarkt deutlich niedriger liegen als die aktuellen Erlöse aus Strom-markt und KWKG. Um die gewünschten Effizienzgewinne auf Strom- und Wärmeseite zu ermöglichen, ist der Erhalt einer KWK-Förderung notwendig. Daher wäre ohne technologie-spezifische Anpassungen im Kapazitätsmarktdesign für KWK-Anlagen die Refinanzierung ausschließlich über einen stromseitigen Kapazitätsmarkt deutlich erschwert. Technologie-spezifische Anpassungen, wie die Einführung eines spezifischen Ausschreibungssegments, führen aus BDEW-Sicht zu Ineffizienzen im Kapazitätsmarktdesign, bergen beihilferechtli-che Risiken und sollten vermieden werden.\r\nBei Orientierung an der in Polen praktizierten Variante eines Kapazitätsmarktes mit Teil-nahme geförderter KWK-Anlagen würde ebenfalls die Komplexität im Kapazitätsmarktde-sign und in der Ex-post-Abrechnung deutliche erhöht. Für nicht in KWKG-Förderung befind-liche Anlagen KWK-Anlagen ist eine Teilnahme an den Ausschreibungen zum Kapazitäts-markt ohne weiteres möglich. Die Teilnahme auch von geförderten KWK-Anlagen am Kapa-zitätsmarkt zur sachgerechten Verteilung der KWK-Kosten ist zielführend, muss jedoch mit Augenmaß ausgestaltet werden, um Wettbewerbsverzerrungen für KWK-Anlagen und an-deren Marktteilnehmer zu vermeiden. Gerade bei der Einführung des Kapazitätsmarktes ist hohe Komplexität jedoch zu vermeiden. Darüber hinaus besteht nicht zuletzt im Hinblick auf den Kohleausstieg Zeitdruck zur Einführung eines Kapazitätsmarktes. Eine Lösung nach dem polnischen Vorbild sollte daher mittelfristig für ein Zielmodell des Kapazitätsmarktes geprüft werden.\r\nDaher spricht sich der BDEW dafür aus, das KWKG zu verlängern und in KWK-Förderung befindliche Anlagen im Hinblick auf die Einführung des Kapazitätsmarktes bei der Dimen-sionierung zu berücksichtigen, ohne dass sie zu Beginn an den Ausschreibungen für Zeit-räume teilnehmen, für welche sie eine Förderung nach dem KWKG erhalten. Vorausset-zung hierfür ist, dass die Fördersätze im KWKG der Höhe nach sachgerecht die Wirtschaft-lichkeitslücke von KWK-Anlagen auch tatsächlich im Hinblick auf gestiegene Brennstoffkos-ten und sinkende Markterlöse durch Einführung des Kapazitätsmarktes ausgleichen. Anla-gen, die sich aktuell nicht mehr in KWKG-Förderung befinden, sowie KWK-Anlagen, welche aus der Förderung ausscheiden, dürfen ohne Weiteres von Beginn an am Kapazitätsmarkt teilnehmen. Auf diese Weise kann Komplexität bei der Ausgestaltung des KM vermieden und eine Einführung auf Basis funktionierender Instrumente, wie dem KWKG, beschleunigt erfolgen. Gleichzeitig muss die Ausgestaltung des derzeit so unsicheren\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 28 von 34\r\nInvestitionsrahmens für KWK-Anlagen nicht auf eine Einführung des Kapazitätsmarktes warten und kann stattdessen über das KWKG kurzfristig verlängert werden und damit für Betreiber hocheffizienter Strom- und Wärmenetzsysteme die notwendige Planungssicher-heit für anstehende Investitionen schaffen. Die im KWKG gesetzlich vorgeschriebene Evalu-ierung der KWK stellt, sofern sie frist- und sachgerecht erfolgt, überdies sicher, dass es we-der zu einer Über- noch Unterförderung im Hinblick auf die Einführung eines Kapazitäts-marktes kommt. Eine enge Kopplung der KWK-Evaluierung an die praktische Einführung des Kapazitätsmarktes ist daher unerlässlich. Diese Evaluierung sollte neben der Überprü-fung der spezifischen Fördersätze und den Auswirkungen des Kapazitätsmarktes auf die Markterlöse auch die mittelfristige Teilnahme geförderter KWK-Anlagen an den Kapazitäts-ausschreibungen zum Ziel haben.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 29 von 34\r\n18 Anforderung 26: Kostenverteilung\r\n›\r\nCISAF-Anforderung: Mindestens 90 % der Kosten im Rahmen des Kapazitätsmechanismus müssen den Verbrauchern auf der Grundlage ihres Verbrauchs während mindestens 1 % und höchstens 5 % der Stunden (oder Marktzeiteinheiten) mit den höchsten Preisen in den einzelnen Jahren (oder einzelnen Lieferfenstern) zugewiesen werden. Von Bilanzkreisverant-wortlichen (z. B. Versorgern) können Entgelte verlangt werden.\r\n›\r\nProblemstellung: Bei der Finanzierung eines Kapazitätsmarktes stellt sich die zentrale Frage, wer die entstehenden Kosten tragen sollte. Grundsätzlich ist es sachgerecht, wenn diejenigen Verbraucher zahlen, die in Knappheitssituationen auf die Vorhaltung von Kapazi-täten zurückgreifen. Dabei muss jedoch beachtet werden, dass einzelne Verbraucher durch eine Verteilung der Kosten auf die höchsten Preisspitzen (1 %) zu stark belastet werden könnten. Dadurch gestalten sich die Belastungen beim gleichzeitigen Erhalt der Lenkungs-wirkung berechenbarer. Eine Umlage, die alle Verbraucher zahlen, wäre zwar administrativ einfach, würde aber flexible Verbraucher „bestrafen”. Gleichzeitig gilt es zu beachten, dass durch Extremereignisse hohe Strompreise auch durch hohe Commodity-Preise entstehen können.\r\nDie Einführungen einer dynamischen Umlage mit Referenzpunkt im Day-Ahead Markt hat Auswirkungen auf das Verhalten der Marktteilnehmer in anderen Märkten. Diese Auswir-kungen sind zu beobachten. Auch die Anpassung im Zuge des Agnes Prozesses auf Indust-rienetzentgelte sind bei der Ausgestaltung auf Wechselwirkungen zu prüfen.\r\nEine Umlage nach dem Verursacherprinzip schafft hingegen Anreize zur Investition in nach-frageseitige Flexibilität. Die Wirksamkeit dieses Ansatzes hängt jedoch stark davon ab, dass die Kosten ex ante bekannt sind. Denn je besser die tatsächlichen Kosten abschätzbar sind, desto effizienter werden flexible Verbraucher reagieren. Bei der Anreizwirkung für Flexibilität ist zwischen dem Potenzial zur langfristigen Lastreduktion und der kurzfristigen Nachfrageflexibilität zu unterscheiden.\r\nIn der Praxis ist eine exakte Ex-ante-Preisprognose jedoch unmöglich, da die tatsächlichen Kapazitätskosten für den Einzelverbraucher von zukünftigen Marktsituationen und den tat-sächlichen Bedarfen in den Knappheitssituationen abhängen. Zu beachten ist außerdem, dass sich niemand von der Umlage befreien können sollte. Zudem ist entscheidend, ob ein flächendeckender Smart-Meter-Rollout erfolgt ist. Nur so könnten Versorger zeitgenau nachvollziehen, auf wen sie die Kosten umlegen und flexibles Verhalten entsprechend ho-norieren.\r\nBei der Kostenallokation legt der BDEW grundsätzlich folgende normativen Kriterien zu-grunde:\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 30 von 34\r\n\r\nVerbraucher, die in Zeiten der Knappheit Kapazitätsbedarf haben, sollen für die anfallen-den Kosten aufkommen.\r\n\r\nGesondert sind die im Kapazitätsmarkt bezuschlagten Lastflexibilitäten zu berücksichti-gen.\r\n\r\nVerbraucher sollen durch Lastreduktion ihre Kosten und den Kapazitätsbedarf insgesamt senken können. Dafür müssen sie möglichst frühzeitig, jedoch spätestens am Vortag ein Signal erhalten.\r\n\r\nSollte zur Kostendeckung der Kapazitätsauktion eine Ex-post-Umlage nötig sein, muss diese niedriger sein als die Ex-ante-bekannt Umlage. Die Abwicklung sollte insbesondere über die Stelle, die auch den Kapazitätsmarkt verwaltet, und nicht über die Versorger erfolgen.\r\n›\r\nBDEW-Positionierung: Der BDEW begrüßt den Ansatz, die Kosten nach dem Verbrauch in den teuersten Stunden zu verteilen, und betont, dass es hierfür keinen Goldstandard gibt. Es muss ein Ausgleich zwischen zu hoher Komplexität und einer verursachungsgerechten Verteilung einerseits sowie finanzieller Überforderung von Akteuren, die kein Peak-Shaving betreiben können, andererseits gefunden werden. Die Herausforderung besteht dabei ins-besondere darin, die Rolle von Lastflexibilität zu berücksichtigen und Doppelzählungen zu vermeiden, um die Anforderung mit geringer Komplexität zu erfüllen.\r\nHierzu schlägt der BDEW folgenden Mechanismus vor:\r\nZu Beginn eines jeden Jahres sollte der Strikepreis im Day-Ahead-Markt zur Kostenvertei-lung bekannt gegeben werden. Hierzu bieten sich beispielsweise die Grenzkosten des teu-ersten in den Ausschreibungen bezuschlagten Kraftwerks oder die Preisschwelle der ein Prozent teuersten Viertelstunden aus dem Vorjahr an.\r\n\r\nWird der Strikepreis im Jahresverlauf erreicht, findet folgende Kostenaufteilung Anwen-dung:\r\nΣ(𝑀𝑎𝑟𝑘𝑡𝑟ä𝑢𝑚𝑢𝑛𝑔𝑠𝑝𝑟𝑒𝑖𝑠∗𝐵𝑒𝑧𝑢𝑠𝑐ℎ𝑙𝑎𝑔𝑡𝑒𝑠 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛)𝐿𝑒𝑡𝑧𝑡𝑒 𝐴𝑢𝑘𝑡𝑖𝑜𝑛𝐸𝑟𝑠𝑡𝑒 𝐴𝑢𝑘𝑡𝑖𝑜𝑛𝑏𝑒𝑧𝑢𝑠𝑐ℎ𝑙𝑎𝑔𝑡𝑒𝑠 𝐾𝑎𝑝𝑎𝑧𝑖𝑡ä𝑡𝑠𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 ∗ 𝑆𝑡𝑢𝑛𝑑𝑒𝑛 𝑖𝑚 𝐽𝑎ℎ𝑟 ∗ 0.01\r\nZum Jahresende würde so im Normalfall entweder zu viel oder zu wenig Geld eingenom-men werden, da der Strikepreis häufiger, oder seltener als erwartet erreicht wird. Im Grundsatz können in diesen Fällen dann die Mehr- oder Mindereinnahmen über Kapazitäts-marktkonten ins Folgejahr übertragen und ausgeglichen werden. Um Extremszenarien (bspw. Krisenjahre, oder Jahre, in denen der Strikepreis nicht erreicht würde) müssen un-terjährige Evaluationen stattfinden, um in absoluten Ausnahmefällen den Strikepreis unter-jährig anpassen zu können.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 31 von 34\r\nVoraussetzung hierfür ist die Einführung eines Kapazitätsmarktkontos zum Ausgleich der Kosten. Die Kostenabwicklung erfolgt über den Kapazitätsmarktverantwortlichen. Hier sollte auf jeden Fall eine Einbindung der Stromlieferanten minimiert werden, um den admi-nistrativen Aufwand gering zu halten. Darüber hinaus ist es sachgerecht, die vollständigen KM-Kosten auf die Verbraucher in den Spitzenstunden zu verteilen, um zusätzliche Komple-xität, bspw. bei der Berücksichtigung von Speichern zu vermeiden.\r\nDiese Art der Kostenallokation führt zu einem klaren und effizienten Ex-ante-Signal an die Verbraucher, sodass diese Anreize haben, flexibel zu reagieren.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 32 von 34\r\n19 Anforderung 29: Verfügbarkeitsverpflichtung und Produktdefinition\r\n›\r\nCISAF Anforderung: Für die Verfügbarkeit wird die Summe aus i) der gelieferten Leistung und ii) der auf den Day-Ahead-, Intraday- und Regelreservemärkten angebotenen Verfüg-barkeit, die nicht zu einer Aktivierung führte, zugrunde gelegt.\r\n›\r\nProblemstellung: Eine zentrale Herausforderung besteht darin, eindeutig zu bestimmen, zu welchen Zeitpunkten Kapazitätsanbieter verfügbar sein müssen und wie sich diese Ver-fügbarkeit wirksam kontrollieren lässt. Damit ein Kapazitätsmarkt seinen Zweck erfüllt, muss das Produkt so gestaltet sein, dass steuerbare Kapazitäten verlässlich dann einsatzbe-reit sind, wenn tatsächliche Knappheitssituationen auftreten.\r\nKnappheit kann entweder durch physikalische Knappheit im Netz, angezeigt durch die Sys-temverantwortlichen, oder über hohe Preise, die physikalische Knappheit widerspiegeln, definiert werden.\r\n\r\nPhysikalische Knappheit ist für Kapazitätsanbieter schwieriger prognostizierbar und kann in einzelnen Jahren ganz ausbleiben. Dies erschwert die Kontrolle und erhöht das Risiko, dass Kapazitäten teilnehmen, die im Ernstfall nicht liefern können.\r\n\r\nMarktliche Knappheit bietet eine höhere Prognostizierbarkeit für alle Akteure. Allerdings kann auch sie nicht sämtliche Knappheitssituationen erfassen, sodass einzelne physikali-sche Engpässe unberücksichtigt bleiben können. Hierfür zeigt üblicherweise eine Verfüg-barkeitspreisschwelle an, ab wann eine Knappheit vorliegt. Herausforderung ist es diese zu parametrieren, da hohe Preise nicht zwingend Knappheit widerspiegeln.\r\nZur Definition des Produktes der Kapazitätsverpflichtung gehört neben der Verfügbarkeits-preisschwelle auch die Berücksichtigung einer Rückzahlungsverpflichtung, um Übergewinne zu vermeiden. Diese ist im Grundsatz unabhängig von der Verfügbarkeitspreisschwelle. Eu-ropäische Genehmigungen erfolgen inzwischen faktisch nur noch unter Einbeziehung eines solchen Mechanismus. Für Speicher und Flexibilitätsoptionen ist dessen Berechnung der Rückzahlung jedoch besonders komplex. Darüber hinaus führt die Einführung einer Rück-zahlungsverpflichtung zu höheren Geboten, da die zurückzuzahlenden Gewinne in die Ge-bote eingepreist werden. Im Modell der Reliability Options (RO) wird eine zusätzliche Preis-schwelle der Rückzahlungsverpflichtung (RO-Preisschwelle) eingeführt, diese kann mit der Verfügbarkeitspreisschwelle verknüpft werden.\r\nBei Speichern wiederum ist zu berücksichtigen, dass diese ihre Erlöse nicht über das allge-meine Preisniveau realisieren, sondern durch die Preisdifferenzen am Stromgroßhandel. Eine Abschöpfung auf Basis des Strompreisniveaus ist daher in diesen Fällen übermäßig komplex.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 33 von 34\r\nSchließlich stellt sich die Frage, ob die Preisschwelle der marktlichen Knappheit zugleich jene dritte Preisschwelle (Umlagenpreisschwelle) darstellen soll, ab der die dynamische Umlage gemäß Anforderung 26 greift.\r\n›\r\nBDEW-Position: Der BDEW spricht sich für die Einführung einer marktlich indizierten Ver-fügbarkeitsverpflichtung aus, die an eine indexierte Verfügbarkeitspreisschwelle gekoppelt ist. Diese wird bereits zu Beginn der Ausschreibung transparent festgelegt und täglich an aktuelle Preisentwicklungen, wie den Commodity-Preisen angepasst. Diese Schwelle muss oberhalb der Grenzkosten des teuersten Kraftwerks liegen, um dessen wirtschaftlichen Weiterbetrieb sicherzustellen.\r\nDer BDEW befürwortet die Einführung einer Reliability Option. Um zusätzliche Komplexität zu vermeiden, kann die RO-Preisschwelle auf der Höhe der Verfügbarkeitspreisschwelle an-gesetzt werden. Lastflexibilitäten sind aus der Rückzahlungsverpflichtung auszunehmen, um Komplexität zu vermeiden. Selbiges gilt für Speicher, die bei der Ausgestaltung der RO gesondert betrachtet werden müssen.\r\nBDEW-Positionspapier zu den CISAF Anforderungen für einen Kapazitätsmarkt\r\nwww.bdew.de Seite 34 von 34\r\n20 Fazit und Ausblick\r\nDie Einführung eines Kapazitätsmarktes auf Grundlage der CISAF-Anforderungen ist ein zent-raler Schritt, um die absehbare Versorgungslücke in Deutschland effizient zu schließen. Alle Versorgungssicherheitsanalysen zeigen deutlich, dass ohne zusätzliche gesicherte Leistung be-reits in den kommenden Jahren Versorgungsrisiken auftreten könnten. Angesichts der langen Realisierungszeiträume für Kraftwerksneubauten ist eine schnelle politische Entscheidung, Ausgestaltung und Umsetzung zwingend erforderlich. Das von der Bundesregierung formu-lierte Ziel, den Mechanismus bis 2027 zu implementieren, muss daher konsequent mit den nö-tigen Personalressourcen verfolgt werden.\r\nWie das Papier zeigt, bieten die im CISAF genannten Anforderungen in zahlreichen Punkten hierfür einen zielführenden Rahmen, welcher ebenfalls die Kompatibilität mit bereits beste-henden Kapazitätsmärkten in anderen Mitgliedstaaten gewährleistet. Eine Orientierung an diesen Vorgaben ist zielführend, um eine zügige Genehmigung durch die Europäische Kommis-sion zu ermöglichen und gleichzeitig ein möglichst einfaches, transparentes und wirksames Marktdesign sicherzustellen. Dabei muss stets offengehalten werden, aus Erfahrungen zu ler-nen und bei Bedarf nachzusteuern.\r\nFür eine erfolgreiche und schnelle Implementierung ist die enge Einbindung der Energiewirt-schaft entscheidend. Nur im Dialog zwischen Politik, Ministerien und Marktakteuren kann ein effizienter Kapazitätsmarkt entstehen, der sowohl Investitionen in neue, flexible Kapazitäten ermöglicht als auch den Anforderungen an Versorgungssicherheit, Flexibilität und Klimaneut-ralität gerecht wird.\r\nAnsprechpartner\r\nMerlin Bähr Fachgebietsleiter Marktdesign merlin.baehr@bdew.de +49 30 300 199 1554\r\nTimon Groß Fachgebietsleiter Nachhaltiges Stromsystem timon.gross@bdew.de +49 30 300 199 1309"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-02-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0022563","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur EPBD-Umsetzung im GEG und Wärmenetzrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/1e/2b/695695/Stellungnahme-Gutachten-SG2602170010.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, 26. Januar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nNationale Umsetzung der EPBD mit Fokus GEG\r\nEckpunkte für eine Positionierung\r\nVersionsnummer: E 6.0\r\nSeite 2 von 13\r\nInhalt\r\n1 Einordnung ........................................................................................................ 3\r\n2 Die Positionen des BDEW zusammengefasst: ..................................................... 4\r\n3 Hauptanforderungsgröße................................................................................... 6\r\n4 Versorgungsoptionen / EE-Anteile ..................................................................... 8\r\n5 Nullemissionsgebäude ....................................................................................... 9\r\n6 Bewertung Fernwärme ...................................................................................... 9\r\n6.1 Allokationsmethoden für die Brennstoffaufteilung auf den Strom- und Wärmeteil aus KWK-Anlagen ......................................................................... 9\r\n6.2 Pauschale Primärenergiefaktoren für Wärmenetze .................................... 10\r\n7 Renovierungspläne / MEPS ............................................................................... 11\r\n8 Solarenergie / Gebäudeautomation / Lebenszyklusbilanzierung ........................ 12\r\nSeite 3 von 13\r\n1 Einordnung\r\nDie europäische Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden (englisch: Energy Performance of Buildings Directive – EPBD) wurde 2002 erstmals erlassen und seitdem mehr-fach novelliert. Die aktuelle Fassung der EPBD (2024/1275/EU) wurde am 8. Mai 2024 im Amtsblatt der EU verkündet und ist am 28. Mai 2024 in Kraft getreten. Die EPBD enthält Um-setzungsaufträge an die Mitgliedstaaten zur ganzheitlichen energetischen Bewertung und Ver-besserung der Energieeffizienz von Gebäuden. Die novellierte EPBD muss durch die Mitglied-staaten im Wesentlichen bis zum 29. Mai 2026 in nationales Recht umgesetzt werden. Das Bundes-Klimaschutzgesetz, welches mit Bezug zur europäischen Zielerreichungsvorgabe ver-bindliche Zielvorgaben zur Minderung der Treibhausgasemissionen für Deutschland angepasst vorgibt, sollte auch bei der Umsetzung der EPBD berücksichtigt werden.\r\nIm Vergleich zum Basisjahr 1990 ist eine Reduktion der Emissionen um 65 Prozent bis 2030, um 88 Prozent bis 2040 sowie die Erreichung der Treibhausgasneutralität bis spätestens 2045 vorgesehen. Diese nationalen Zielsetzungen werden durch europäische Vorgaben flankiert: Nach der novellierten Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III) ist im Gebäudesektor bis 2030 ein Anteil Erneuerbarer Energien von 49 Prozent zu erreichen. Die überarbeitete EPBD ver-pflichtet die Mitgliedstaaten darüber hinaus, ab 2030 ausschließlich emissionsfreie Neubauten zu errichten und bis 2050 einen klimaneutralen Gebäudebestand sicherzustellen.\r\nDie EPBD macht Vorgaben für Wohngebäude (Neubau und Gebäudebestand) sowie Nicht-wohngebäude (Neubau und Bestand). Für den Neubau gelten die strengsten Anforderungen; für den Bestand gilt es, die Gesamtenergieeffizienz mittels verschiedener Maßnahmen, wie nationalen Renovierungsplänen, sukzessive zu erhöhen. Die im aktuellen GEG enthaltene 65Prozent-Vorgabe für den Einsatz Erneuerbarer Energien dient der Umsetzung der europäi-schen Vorgaben und unterstützt die Zielstellungen sowohl der bisher geltenden EPBD als auch deren Novellierung im Jahr 2024. Mögliche Alternativ-Regelungen müssen sich daran messen lassen. Eine Beibehaltung der Regelungen der §§ 71 ff GEG1 als ein Baustein zur Erreichung dieser Ziele und zur Umsetzung der EPBD schafft Planungs- und Investitionssicherheit. Die Vor-gaben der §§ 71 ff. GEG sollten nach Auffassung des BDEW aber vereinfacht und praxistaug-lich ausgestaltet werden. Hierbei sind gegebenenfalls Übergangslösungen vorzusehen, die eine geordnete Umsetzung ermöglichen. Eine ersatzlose Streichung dieser Vorschriften - ohne\r\n1 Zum FAUNA-Prozess des §71 k GEG hat der BDEW einen konkreten Vorschlag im Rahmen der EnWG – Novelle zur Umsetzung der Gas-Binnenmarlt-RL eingebracht. Der FAUNA-Prozess ist dabei durch die Transformartionspla-nung der VNB zu ersetzen.\r\nSeite 4 von 13\r\nandere Mechanismen zur entsprechenden THG-Minderung - würde die Erreichung der natio-nalen und europäischen Klima- und Energieziele erheblich gefährden und wird daher seitens des BDEW abgelehnt. Die Energiewirtschaft investiert in großem Umfang in die Wärmewende und benötigt langfristige Planungssicherheit.\r\n2 Die Positionen des BDEW zusammengefasst:\r\n›\r\nDie EPBD legt Gesamtprimärenergie als Hauptanforderungsgröße fest. Der BDEW un-terstützt die Neuorientierung der Anforderungsgröße im Rahmen der Transformation der Wärmeversorgung, da der Zubau Erneuerbarer Energien die bisherige Berechnungs-logik verzerrt. Somit ist die Einbeziehung der Erneuerbaren Energien-Anteile in Ge-samtprimärenergie als Anforderungsgröße folgerichtig.\r\n›\r\nDer BDEW sieht – nach aktuellem Diskussionsstand – die Option der Pauschalfaktoren als geeignete Grundlage der weiteren Diskussion an.\r\n›\r\nDie im aktuellen GEG enthaltene 65Prozent-Vorgabe für den Einsatz Erneuerbarer Ener-gien dient der Umsetzung der europäischen Vorgaben und unterstützt die Zielstellun-gen sowohl der bisher geltenden EPBD als auch deren Novellierung im Jahr 2024. Mögli-che Alternativ-Regelungen müssen sich daran messen lassen. Eine Beibehaltung der Re-gelungen der §§ 71 ff GEG2 als ein Baustein zur Erreichung dieser Ziele und zur Umset-zung der EPBD schafft Vertrauen sowie Planungs- und Investitionssicherheit.\r\n›\r\nDas in der EPBD verankerte Zielbild eines europäischen „Nullemissionsgebäudes“, das die Rahmenanforderungen an neue und grundlegend sanierte Gebäude in der EU zu-künftig harmonisieren soll, bietet aus Sicht des BDEW einen wesentlichen Mehrwert für die nationale Umsetzung: Zunächst sollten die vorgeschlagenen Versorgungsoptionen ohne weitergehende Anforderungen in nationales Recht übernommen und die gegebe-nen Freiheitsgrade – insbesondere für bilanziell bezogenes Biomethan – genutzt wer-den.\r\n›\r\nDie „Stromgutschriftmethode“ trennt in einen fossilen Verdrängungsmix und einen „Reststrom“, was bei hohen EE-Anteilen im Stromnetz viele Stunden im Jahr kaum noch plausibel ist. Ein angemesseneres Verhältnis zwischen EE-Wärme und fossiler KWK-\r\n2 Zum FAUNA-Prozess des §71 k GEG hat der BDEW einen konkreten Vorschlag im Rahmen der EnWG – Novelle zur Umsetzung der Gas-Binnenmarlt-RL eingebracht. Der FAUNA-Prozess ist dabei durch die Transformartionspla-nung der VNB zu ersetzen.\r\nSeite 5 von 13\r\nWärme bietet die Carnot-Methode, weil die Allokation nicht von der Stromsystembilanz abhängt. Eine abrupte Umstellung würde jedoch die Emissionsfaktoren für eine große Anzahl an Wärmenetzen verschlechtern, die Kundenattraktivität dadurch senken und könnte den Ausbau daher weiter bremsen. Eine vorausschauende Pauschalierung der Faktoren für Wärmenetze wäre in der Lage solchen Brüchen entgegenzuwirken, die durch einen Wechsel der Allokationsmethode entstehen können. Bei der zukünftigen Methode nach Primärenergiefaktoren ist es wichtig, dass es keine Verzerrungen zwischen Energieträgern und Heiztechnologien gibt. Mit einer Pauschalisierung der Primärenergiefaktoren für Wärmenetze können bei der Umstellung auf die gesamte Primärenergie Komplexität und Bürokratie sowie das Auf-treten von Brüchen und eine Unabhängigkeit von der KWK-Allokation erreicht werden.\r\n›\r\nMit Bezug zu den Renovierungsvorgaben für Nichtwohngebäude spricht sich der BDEW dafür aus, die Wirtschaftlichkeit und Sinnhaftigkeit der Maßnahmen im Blick zu behal-ten und die Maßnahmen mit dem geringsten Aufwand zielgenau umzusetzen. (Nationale Maßnahmen zu Wohngebäuden, für die nach EPBD ebenfalls ein Gebäude-renovierungsplan umzusetzen ist, liegen noch nicht vor und werden hier zunächst noch nicht aufgegriffen.)\r\n›\r\nDer BDEW begrüßt die Prüf- und sukzessiven Gebäudeausstattungspflichten zur Nut-zung von Solarenergie. Eine bundeseinheitliche Regelung ist eine Chance, den bisheri-gen Flickenteppich zu harmonisieren. Auch die Potenziale der Gebäudeautomation sol-len zukünftig verstärkt gehoben werden. Dabei ist es aus Sicht des BDEW folgerichtig, zunächst Nichtwohngebäude mit leistungsstarker Anlagentechnik in die Pflicht zu neh-men. Besonderes Augenmerk sollte auf die praktikable Umsetzung der Berechnung des Lebenszyklus-Treibhauspotenzials neuer Gebäude gelegt werden. Hierbei würde für die betriebsbedingten Emissionen von Neubauten ein pauschaler Wert angesetzt wer-den, was durch den Emissionshandel und die Vorgaben des Nullemissionsgebäudes ge-rechtfertigt ist.\r\n›\r\nEs ist bei der Umsetzung der EPBD in nationales Recht darauf zu achten, dass dies so einfach wie möglich, praktikabel und unbürokratisch erfolgt. Die Fokussierung auf die Gesamtprimärenergie als Hauptanforderungsgröße ist grundsätzlich sinnvoll, sollte aber die Wechselwirkung mit der räumlichen Wärmeplanung, einer kosteneffiziente Dekar-bonisierung und der systemdienlichen Netzinfrastruktur nicht außer Acht lassen. Durch eine bessere Verzahnung des zukünftigen GEG/GMG mit dem WPG können die not-wendigen Rahmenbedingungen geschaffen werden, um die Potentiale der Wärmepla-nung für die Erreichung der angestrebten Klimaneutralität zu heben. Dabei muss zu-künftig ein \"level playing field\" gewährleistet werden. Insbesondere dürfen\r\nSeite 6 von 13\r\nVersorgungsoptionen, die einen wesentlichen Dekarbonisierungsbeitrag leisten, in der energetischen Bilanzierung nicht benachteiligt und so aus dem Wärmemarkt verdrängt werden.\r\n3 Hauptanforderungsgröße\r\nAls Hauptanforderungsgröße für die energetische Bewertung von Gebäuden setzt die EPBD zukünftig auf die Gesamtprimärenergie (bisher die nicht erneuerbare Primärenergie). Sie for-dert im Art. 5 die Festlegung von Mindestanforderungen an Gesamtenergieeffizienz. Die Ge-samtenergieeffizienz eines Gebäudes soll dabei zum Zwecke der Einhaltung der Mindestanfor-derungen an die Gesamtenergieeffizienz durch einen numerischen Indikator für den Primär-energieverbrauch pro Bezugsflächeneinheit und Jahr in kWh/(m² a) ausgedrückt werden.\r\nDie Gesamtprimärenergie als Anforderungsgröße bezieht dabei zum Beispiel Umwelt- und Solarwärme mit ein und kann nur mit gewissen Modifikationen (wie der Anpassung der Pri-märenergiefaktoren für Biomasse und Wasserstoff) die gewünschte Lenkungswirkung (Erhö-hung des EE-Anteils) entfalten. Dabei kann mit der Wahl der Primärenergiefaktoren bzw. wei-terer Bewertungskriterien der Einsatz eines Energieträgers oder einer Technologie erschwert oder begünstigt werden, sodass die angestrebte Entwicklung im Gebäudebereich erreicht wird. Bei der zukünftigen Methode nach Primärenergiefaktoren ist es wichtig, dass es keine Verzerrungen zwischen Energieträgern und Heiztechnologien gibt.\r\nEine Umstellung der Hauptanforderungsgröße von Primärenergie auf CO2- bzw. THG-Emissio-nen, die der Formulierung im Koalitionsvertrag entsprechen würde („Die erreichbare CO2-Ver-meidung soll zur zentralen Steuerungsgröße werden)“, scheint nicht EPBD-konform zu sein. Eine weitere Anforderung für THG- oder CO2-Lasten während der Betriebsphase (zusätzlich zu einer Primärenergie-Anforderung) ist für neue Gebäude unwahrscheinlich, da ohnehin spätes-tens ab 1. Januar 2030 für alle neuen Gebäude das Lebenszyklus-Treibhausgaspotenzial be-rechnet werden muss und die Zielvorgaben für das kumulative Lebenszyklus-Treibhausgaspo-tenzial eingehalten werden müssen.\r\nDer BDEW unterstützt die Neuorientierung der Anforderungsgröße im Rahmen der Transfor-mation der Wärmeversorgung, da der Zubau Erneuerbarer Energien die bisherige Berech-nungslogik verzerrt. Somit ist die Einbeziehung der Erneuerbaren Energien-Anteile in Ge-samtprimärenergie als Anforderungsgröße folgerichtig.\r\nDie EPBD fordert eine vorausschauende/zukunftsorientierte gesamtenergetische Bewertung. Dies ist sinnvoll, da die Effizienz von Strom- oder Fernwärmesystemen kontinuierlich oder zu-mindest schrittweise zunimmt, insbesondere durch den steigenden Anteil erneuerbarer Ener-giequellen. Aktuell wird eine Zukunftsorientierung über den Primärenergiefaktor von 5 Jahren\r\nSeite 7 von 13\r\ndiskutiert. Dem kann der BDEW – auch vor dem Hintergrund der prognostizierten PEF für Strom und Fernwärme – inhaltlich folgen, da dies auch im Einklang mit dem erwarteten Ener-giemix auf Grundlage der nationalen Energie- und Klimapläne (NECP) steht. (ergänzender Hinweis: Die Absenkung des Gesamt-PEF für Strom wird zukünftig deutlich fla-cher verlaufen als in den zurückliegenden Jahren der nicht-erneuerbare-PEF für Strom.)\r\nDiese Primärenergiefaktoren oder Gewichtungsfaktoren können auf nationaler Ebene festge-legt werden und stützen sich auf nationale, regionale oder lokale Informationen. Bei den aktu-ellen Überlegungen sind diese Ausgangsgrößen die THG-Emissionen, die der Nutzung der Energieträger im Gebäudebereich zu Grunde liegen.\r\nIm Ergebnis wurden von den Forschungsnehmern des BMWE zwei Optionen vertiefend vorge-stellt:\r\n›\r\nOption (mitschwingender) Klimaeffizienzfaktor\r\n\r\nFormel mit Gewichtung von Klimaschutz und Ressourcenschutz in einem Klimaeffi-zienzfaktor, der anteilig sowohl den Primärenergieeinsatz als auch die Klimawir-kung bewertet.\r\n\r\nBeispielsweise 50/50, wobei die Werte (politisch) festgelegt werden können.\r\n›\r\nOption Pauschalfaktoren\r\n\r\nWerden definiert, um energiewirtschaftlich sinnvolle Lösungen im Gebäude zu er-möglichen.\r\n\r\nSollen begründbar (herleitbar) und kompatibel mit der EPBD intendierten Steue-rungswirkung sein\r\nHinweis: Die PEF werden über den Neubau hinaus, z. B. über die Renovierungspläne, über die MEPS der NWG auch Bedeutung für den Gebäudebestand haben.\r\nDer BDEW sieht – nach aktuellem Diskussionsstand – die Option der Pauschalfaktoren als ge-eignete Grundlage der weiteren Diskussion. Es ist darauf zu achten, dass die große THG-Min-derung / Klimaschutzwirkung von Biogas/Biomethan – gerade im Zusammenhang mit Gülle-nutzung – adäquat Berücksichtigung findet.\r\n(zu Pauschalfaktoren in der Fernwärme, siehe weiter unten im Kapitel Fernwärme)\r\nDas Referenzgebäude wird im neuen System der Gesamtprimärenergie-Betrachtung ange-passt werden müssen. Ziel muss dabei sein, ein System sinnvoll, praktikabel und attraktiv baubarer Gebäude mit hoher Gesamteffizienz zu definieren (ggf. auch mit Pauschalwerten für Standardgebäude). Dabei ist der Gebäudebestand ebenso zu berücksichtigen wie die Ein-heitlichkeit mit Förderprogrammen und ein geordneter Übergang in das neue System.\r\nSeite 8 von 13\r\n4 Versorgungsoptionen / EE-Anteile\r\nDie EPBD fordert, dass die Mitgliedstaaten den Austausch von eigenständigen, mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizkesseln in bestehenden Gebäuden anstreben, um den nationa-len Ausstiegsplänen für mit fossilen Brennstoffen betriebenen Heizkesseln zu entsprechen. Sie verpflichtet die Mitgliedsstaaten zu einer ganzheitlichen energetischen Bewertung von Gebäu-den und flankiert erstmals explizit das Ziel eines klimaneutralen Gebäudebestands bis 2050. Die im aktuellen GEG enthaltene 65 Prozent-Vorgabe für den Einsatz Erneuerbarer Energien dient der Umsetzung der europäischen Vorgaben und unterstützt die Zielstellungen sowohl der bisher geltenden EPBD als auch deren Novellierung im Jahr 2024. Mögliche Alternativ-Re-gelungen müssen sich daran messen lassen. Die Beibehaltung der Regelungen der §§ 71 ff GEG3 als ein Baustein zur Erreichung dieser Ziele und zur Umsetzung der EPBD schafft Ver-trauen sowie Planungs- und Investitionssicherheit.\r\nVersorgungsoptionen (Heizungsarten) nach § 71 Abs. 3 GEG ermöglichen aktuell den An-schluss an ein Wärmenetz, die Installation einer Wärmepumpe, einer Stromdirektheizung, ei-ner solarthermischen Anlage, einer Heizungsanlage zur Nutzung von (gasförmiger) Biomasse oder grünem/ blauem Wasserstoff (auch bilanziell) oder einer Hybridheizung (mit Wärme-pumpe oder Solarthermie). Bei Wahl einer dieser Versorgungsoptionen gilt die 65 %-Anforde-rung als erfüllt.\r\nGemäß dem in der EPBD festgehaltenen Erwägungsgrund Nummer 22 gilt Energie, die durch Verbrennung erneuerbarer Brennstoffe erzeugt wird, als am Standort erzeugte Energie aus er-neuerbaren Quellen, wenn die Verbrennung des erneuerbaren Brennstoffs am Standort statt-findet. Damit ist die Vor-Ort-Nutzung von beispielsweise mit Biomethan gespeisten Systemen EPBD-konform. Dies gilt es auch national umzusetzen.\r\nSpätestens ab Einführung des Nullemissionsgebäude-Standards – 2028 für neu errichtete öf-fentliche und 2030 für sämtliche Neubauten – dürfen diese vor Ort keine CO2-Emissionen aus fossilen Brennstoffen mehr verursachen.\r\n3 Zum FAUNA-Prozess des §71 k GEG hat der BDEW einen konkreten Vorschlag im Rahmen der EnWG – Novelle zur Umsetzung der Gas-Binnenmarlt-RL eingebracht. Der FAUNA-Prozess ist dabei durch die Transformartionspla-nung der VNB zu ersetzen.\r\nSeite 9 von 13\r\n5 Nullemissionsgebäude\r\nDas in der EPBD verankerte Zielbild eines europäischen „Nullemissionsgebäudes“, das die Rah-menanforderungen an neue und grundlegend sanierte Gebäude in der EU zukünftig harmoni-sieren soll, bietet aus Sicht des BDEW einen wesentlichen Mehrwert für die nationale Umset-zung: Zunächst sollten die vorgeschlagenen Versorgungsoptionen ohne weitergehende Anfor-derungen in nationales Recht übernommen und die gegebenen Freiheitsgrade – insbesondere für bilanziell bezogenes Biomethan – genutzt werden. Der BDEW unterstützt ausdrücklich die einhergehende Verpflichtung zur Nutzung Erneuerbarer Energien und die Vermeidung von vor-Ort-Emissionen vorbehaltlich technischer bzw. wirtschaftlicher Härtefallregelungen.\r\nDie pauschalen Erfüllungsoptionen des aktuell gültigen GEG könnten dafür fortgeführt wer-den, da sie selbst neuen EPBD-Regelungsansätzen, die die Dekarbonisierung von Energiever-sorgungsoptionen vorausschauend mitdenken, gerecht werden. Nach Auffassung des BDEW spricht die Praktikabilität des Ansatzes sowie der geringe bürokratische Regelungsaufwand für eine Beibehaltung der pauschalen Erfüllungsoptionen.\r\nNicht umgesetzt werden sollte das in den (unverbindlichen) Leitlinien vorgeschlagene, kilo-wattstundenscharfe Kompensationsprinzip für einen restfossilen Energiebezug zukünftiger Nullemissionsgebäude. In der bereits laufenden Transformationsphase werden Energieträger und -systeme sukzessive auf das Ziel eines klimaneutralen Gebäudebestandes ausgerichtet. Diesem Umstand werden die vorherig beschriebenen, pauschalen Erfüllungsoptionen gerecht, die ebendiesen Zubau Erneuerbarer Energien vorausschauend mitdenken.\r\n6 Bewertung Fernwärme\r\n6.1 Allokationsmethoden für die Brennstoffaufteilung auf den Strom- und Wärmeteil aus KWK-Anlagen\r\nIm heutigen Bewertungssystem werden KWK-Einspeiser mit dem Stromverdrängungsmix be-wertet, während zusätzliche Nachfragesegmente, beispielsweise elektrische Wärmebereitstel-lung, mit dem Durchschnittsmix bewertet werden. Die “Stromgutschriftmethode” verwendet die Aufteilung in einen (fossilen) Verdrängungsmix, der durch KWK-Strom ersetzt wird, und einen „Reststrom“, der angesichts der hohen Anteile Erneuerbarer Energien in Deutschland zu vielen Stunden des Jahres nicht mehr zu rechtfertigen ist. Darüber hinaus liefert die Stromgut-schriftmethode negative Werte, wenn Energieträger mit besonders niedrigen PEF eingesetzt werden, die dann auf einen unteren Schwellenwert begrenzt werden, sodass eine Differenzie-rung dieser Anlagen nicht mehr erfolgen kann, da sie alle auf diesen unteren Schwellenwert gekappt werden.\r\nSeite 10 von 13\r\nEin angemesseneres Bewertungsverhältnis zwischen erneuerbaren Energien (EE)-Wärme und fossiler KWK-Wärme bietet die Carnot-Methode zur Allokation der KWK-Brennstoff-mengen. Bei der Anwendung der Carnot-Methode besteht das oben genannte Problem nicht, da die Höhe der allokierten Energien/THG-Emissionen nicht mehr von der Bilanz des Stromsys-tems abhängt. Aber: Durch eine Abkehr von der Stromgutschriftmethode wird der große Vor-teil der KWK – der in der Vergangenheit bei deutlich geringeren EE-Anteilen im Stromnetz durchaus nachvollziehbar war – in Fernwärmenetzen eliminiert. Somit birgt der punktuelle Wechsel der Allokationsmethode und die damit einhergehende Verschlechterung der Emissi-onsfaktoren von Fernwärme die Gefahr, der weiteren Verlangsamung des Ausbaus aufgrund abnehmender Attraktivität für Kunden. Es werden daher sinnvolle Übergangsregelungen für Wärme aus KWK-Anlagen bei einer langfristigen Umstellung zur Carnot-Methode benötigt, um plötzliche Sprünge in der Bewertung von Wärmenetzen zu vermeiden. Ferner sollte es für be-stehende Wärmelieferverträge, die auf PEF-Werte mit Stromgutschriftmethode referenzieren, Bestandsschutz geben.\r\n6.2 Pauschale Primärenergiefaktoren für Wärmenetze\r\nMit einer Pauschalisierung der zukunftsorientierten Primärenergiefaktoren für Wärmenetze können bei der Umstellung auf den Gesamtprimärenergiebedarf Komplexität und Bürokratie vermieden werden. Eine Pauschalierung der Faktoren für Wärmenetze wäre zudem in der Lage den Brüchen ent-gegenzuwirken, die durch einen Wechsel der Allokationsmethode entstehen können.\r\nDie Idee der Anwendung pauschaler Primärenergiefaktoren ist also zu begrüßen. Um dabei eine angemessene Lenkungswirkung der Primärenergiefaktoren für Wärmenetze zu erreichen, sollten bei der Verwendung von Pauschalfaktoren zwei Verwendung finden:\r\n1.\r\nEin Standardfaktor für alle Wärmenetze unabhängig davon, wie effizient sie sind, so-dass der Anschluss an ein Wärmenetz für Gebäudeeigentümer gegenüber anderen Heiztechnologien nicht unattraktiv wird. Diese Pauschaloption bietet Wärmenetzbe-treibern die Möglichkeit bereits heute weitere Gebäude anzuschließen.\r\n2.\r\nEin Effizienzfaktor für Wärmnetze, die ihren Dekarbonisierungspfad bereits beschritten haben und die weitere Planung bspw. mithilfe eines Dekarbonisierungsfahrplans nachweisen können. Für diesen Effizienzfaktor ist die Ausgestaltung eines Pauschalfaktors ein praktibabler Weg\r\nVor dem Hintergrund der Wachstums- und Entwicklungsziele im Fernwärmesektor ist es von entscheidender Bedeutung, in diesem Zusammenhang sicherzustellen, dass es zu keiner Bevorzugung einer dezentralen Wärmepumpe gegenüber einem Fernwärmenetzanschluss kommt. Mit dem Effizienzfaktor sollte daher mit möglichst niedrigem bürokratischem\r\nSeite 11 von 13\r\nAufwand eine Technologieoffenheit zur dezentralen Wärmepumpe geschaffen werden. Aufgrund des Pauschalsystems ist eine KWK-Allokation nicht mehr nötig.\r\nVor dem Hintergrund der Technologieoffenheit und der Wachstums- und Entwicklungsziele bei den Wärmenetzen ist es von entscheidender Bedeutung, in diesem Zusammenhang sicherzustellen, dass es zu keiner Bevorzugung einer gebäudeintegrierten Wärmepumpe ge-genüber einem Wärmenetzanschluss kommt. Mit dem Effizienzfaktor sollte daher mit mög-lichst niedrigem bürokratischem Aufwand eine Technologieoffenheit zur gebäudeintegrierten Wärmepumpe geschaffen werden. Aufgrund des Pauschalsystems ist eine KWK-Allokation nicht mehr nötig.\r\nEs ist zu beachten, dass die wahrscheinliche Art der Wärmeversorgung erst mit Vorliegen der Wärmeplanung aufgezeigt werden kann, dementsprechend muss darauf geachtet werden, dass die Fristen synchron sind und keine neuen Fristen eingeführt werden.\r\n7 Renovierungspläne / MEPS\r\nIn Deutschland gibt es rund 2 Mio. GEG-relevante Nichtwohngebäude (NWG) gem. der Defini-tion des GEG (geheizt/gekühlt und keine Wohngebäude). Der BDEW spricht sich für die Beibe-haltung der NWG-Definition des GEG aus.\r\nDie EPBD fordert verbindliche Mindestvorgaben für die Gesamteffizienz – sogenannte MEPS (Minimum Energy Performance Standards) – für NWG. Durch die Mitgliedsstaaten muss der Bestand an NWG zum Stichtag 01. Januar 2020 erfasst werden, um die sogenannten Schwel-lenwerte der 16% und 26% ineffizientesten NWG zu definieren. Die Schwellenwerte können festgelegt werden:\r\n›\r\nNach Anzahl der Gebäude\r\n›\r\nNach Nutzfläche (hier wäre eine deutlich größere Menge betroffen).\r\nAktuell wird diskutiert, die Anzahl der unmittelbar MEPS-verpflichteten NWG durch Annah-mefiktionen (Bauten neuer als 1995 usw.) zu reduzieren, um den Aufwand realisierbar zu hal-ten und zielgenau die energetisch schlechtesten Gebäude „zu treffen“. Dieses Vorgehen sollte transparent und konsequent umgesetzt werden.\r\nDes Weiteren kann die Festlegung der Werte erfolgen nach:\r\n›\r\nDifferenziert nach Gebäudetypen / -Kategorien oder\r\n›\r\nfür den gesamten Bestand\r\nDa unter Berücksichtigung des Gesamtprimärenergieansatzes bei der Betrachtung des gesam-ten Bestandes eine Verzerrung hin zu wenigen Gebäudetypen (beispielsweise Krankenhäuser\r\nSeite 12 von 13\r\nmit hohem Strombedarf für raumlufttechnische Anlagen) entstehen würde, kann der BDEW eine Gebäudetypenklassifizierung nachvollziehen.\r\nBei der Diskussion darum, ob:\r\n›\r\nein festen Bedarfs- oder Verbrauchswert (kWh/m²a) oder\r\n›\r\nein x-Faktor zum Verbrauch eines entsprechenden Referenzgebäudes (beispielsweise „4x schlechter als heutiger Neubau“)\r\nzur Bewertung herangezogen wird, spricht sich der BDEW dafür aus, die Wirtschaftlichkeit und Sinnhaftigkeit der Maßnahmen im Blick zu behalten und die Maßnahmen mit dem geringsten Aufwand umzusetzen. Zudem sollte auf vorhandene, aktuelle Daten zurückgegriffen werden und keine neuen allgemeinen Datenlieferverpflichtungen implementiert werden.\r\n8 Solarenergie / Gebäudeautomation / Lebenszyklusbilanzierung\r\nDie novellierte EPBD bedingt weiterhin Anpassungen im Bereich der technischen Gebäudeaus-stattung sowie bei den Anforderungen an die energetische Bilanzierung.\r\nIn diesem Zusammenhang begrüßt der BDEW zunächst die Prüf- und sukzessiven Gebäude-ausstattungspflichten zur Nutzung von Solarenergie. Eine bundeseinheitliche Regelung ist eine Chance, den bisherigen „regionalen Flickenteppich“ zu harmonisieren.\r\nAuch die Potenziale der Gebäudeautomation sollen zukünftig verstärkt gehoben werden. Da-bei ist es aus Sicht des BDEW folgerichtig, zunächst Nichtwohngebäude mit leistungsstarker Anlagentechnik (290 kW) in die Pflicht zu nehmen. Eigenständige Benchmarkberechnungen und die Fähigkeit von Gebäuden, Verantwortliche über Effizienzabweichungen zu informieren, sind in diesem Zusammenhang die wichtigsten Hebel.\r\nBesonderes Augenmerk sollte auf die praktikable Umsetzung der Berechnung des Lebenszyk-lus-Treibhauspotenzials neuer Gebäude i. R. d. Artikels 7 gelegt werden. Viele Eingabepara-meter für diese Berechnung liegen bereits aus Verpflichtungen oder freiwilligen Informationen anderer Regelwerke (z. B. Umweltproduktdeklarationen oder Ökodesign-Anforderungen) vor. Die Nutzung dieser Grundlagen sollte, wie auch die Möglichkeit generischer Daten im Falle ho-her Erfüllungsaufwände, zugelassen werden. Der BDEW sieht das Treibhausgasminderungspo-tenzial insbesondere abhängig von der Verwendung unterschiedlicher Baustoffe, da die tech-nische Gebäudeausrüstung bereits über das Ökodesign (und zukünftig auch über die ESPR-Verordnung) reguliert wird und Effizienzanforderung erfüllt werden müssen.\r\nSeite 13 von 13\r\nFür eine unbürokratische Bewertung der gesamten Betriebsphase schlägt der BDEW daher vor, energetische Pauschalfaktoren heranzuziehen, die die fortschreitende Dekarbonisierung über die 50-jährige Betrachtung der Energieversorgungsoptionen vorausschauend abbilden. Zudem sind die Versorgungsoptionen für zukünftige Nullemissionsgebäude vordefiniert und jeweils bereits mit nationalen oder europäischen Dekarbonisierungsanforderungen adressiert. Zusätzlich reizt der Emissionshandel die Bereitstellung und den Einsatz dekarbonisierter Ener-gieträger zunehmend an. Somit bildet sich ab, dass ein Großteil des in der Breite des Gebäude-sektors ab 2030 betrachteten Lebenszyklus bis 2080 bereits im Korridor der angestrebten Kli-maneutralität liegt, und damit keiner zusätzlichen Regulierungsbedarf."},"recipientGroups":[{"recipients":{"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}},{"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":"2026-02-03"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023143","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur EEG-Novelle 2026 zur Anpassung der Fördermechanismen für erneuerbare Energien","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/23/24/709616/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230011.pdf","pdfPageCount":28,"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, 16. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nAnforderungen des BDEW an die anstehende EEG-Novelle\r\nSeite 2 von 28\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Fördermechanismus .......................................................................................... 4\r\n2.1 EEG-Novelle 2026: Zeithorizont und Fristen .................................................. 4\r\n2.2 Zweistufiges Verfahren ................................................................................... 5\r\n3 Neue Regelungen im EEG: Die wichtigsten Punkte .............................................. 6\r\n3.1 Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch mögliche negative Marktprämie ................................................................................................... 6\r\n3.2 Umsetzung der Übererlösabschöpfung in Fördermodell mit Marktwertkorridor ......................................................................................... 9\r\n3.3 Reduktion der Erlösrisiken aufgrund von § 51 EEG im Fördermodell des Hybriden CfD .................................................................................................. 9\r\n3.4 Dynamische Übererlös-Abschöpfung ........................................................... 12\r\n3.5 Fortbestand der Ausbaupfade und Flächenziele für Erneuerbare Energien bis 2030......................................................................................................... 15\r\n3.6 Stufenweise Einführung einer Pflicht zur Direktvermarktung von EE-Anlagen .................................................................................................... 17\r\n3.7 Kosteneffizienzpotenziale bei der Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien ........................................................................................................ 19\r\nSeite 3 von 28\r\n1 Einleitung\r\nDas Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) hatte für den Herbst 2025 eine Novelle des Erneu-erbare-Energien-Gesetzes (EEG) und des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) angekün-digt. Die Gesetzesänderungen sind Teil des Maßnahmenpakets zur Anpassung des Rahmens für die Energiewende im Strombereich. Neben der Implementierung eines technologieoffenen Kapazitätsmarkts und der Weiterentwicklung des Netzausbaus sowie der Erschließung dezent-raler Flexibilität sollen auch die Erneuerbaren Energien (EE) künftig markt- und systemdienli-cher gefördert werden als bisher.\r\nDer BDEW hat bereits umfangreiche Diskussionsbeiträge zur Umsetzung der Energieziele der neuen Bundesregierung eingebracht. Mit diesem Positionspapier legt der BDEW Vorschläge für Maßnahmen zum Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien vor, die im EEG und Wind-SeeG besonders dringend und mit Blick auf die Zeitabläufe der Gesetzgebungsprozesse auf na-tionaler, wie auch auf EU-Ebene, besonders zügig umgesetzt werden müssen.\r\nDie zu implementierenden Konzepte sollten die Balance zwischen den angestrebten Zielen mit einer hohen Genauigkeit und Komplexität und der praktischen Umsetzbarkeit im Rahmen von realistischen Umsetzungspfaden beachten. Die Branche unterstützt das Ziel eines effizienten und sicheren Energiesystems. Ohne realistische und zeitlich gut aufeinander abgestimmte Umsetzungspfade wird dieses Ziel jedoch ebenso verfehlt, wie mit unterambitionierten Zielen. Vor diesem Hintergrund werden in diesem Papier Pfade vorgeschlagen, um diese Balance zu wahren.\r\nDie in den folgenden Kapiteln vorgeschlagenen Schritte zur Anpassung des Fördermechanis-mus im EEG sollten gleichzeitig auch für das WindSeeG umgesetzt werden. Hintergrund ist, dass das WindSeeG separat aber zeitlich parallel zum EEG beihilferechtlich genehmigt wurde und entsprechend nun angepasst sowie neu beihilferechtlich genehmigt werden muss, um den Offshore-Wind-Ausbau basierend auf einem zweiseitigen Absicherungsmechanismus er-folgreich fortsetzen zu können (siehe BDEW-Stellungnahme zur WindSeeG-Reform 2026).\r\nIn diesem Zusammenhang möchten wir auch auf die Bedeutung des Bürokratieabbaus im Kon-text des EEG hinweisen. Das EEG steht exemplarisch für den Anstieg der Anzahl an Gesetzen in der Energiewirtschaft. Es wurde im Jahr 2000 als wegweisende Initiative gefeiert, um den Aus-bau erneuerbarer Energien in Deutschland voranzutreiben. Der Ausbau der Erneuerbaren ist ein wichtiger Teil der Energiewende und das EEG ist hierbei ein wesentlicher Motor. Doch im Laufe der Jahre führten die wiederkehrenden Novellierungen und Ergänzungen im EEG dazu, dass das Gesetz immer komplexer und kleinteiliger wurde. Neben den 7 großen Novellierun-gen gab es zudem 56 Änderungen des Gesetzes.\r\nSeite 4 von 28\r\nStartete der Gesetzgeber im Jahr 2000 noch mit überschaubaren 12 Paragrafen, wuchs das EEG bis 2021 auf 200 Paragrafen an. In den nächsten zwei Jahren reduzierte sich immerhin der Umfang u.a. durch den Wegfall der EEG-Umlage auf 167 Paragrafen. Die Regelungen bleiben jedoch umfangreich und im Detail komplex. Das Beispiel „Wegfall der EEG-Umlage“ zeigt je-doch, dass eine Reduzierung der Regelungsdichte grundsätzlich möglich und weiterhin not-wendig ist. Dies gilt umso mehr vor dem Hintergrund, dass die Bundesregierung mit dem Koa-litionsvertrag, mit der Modernisierungsagenda und auch mit der Föderalen Modernisierungsa-genda entscheidende Schritte für modernere Prozesse und weniger Bürokratie gehen will.\r\n2 Fördermechanismus\r\n2.1 EEG-Novelle 2026: Zeithorizont und Fristen\r\nSeit Einstufung der EEG-Förderung als „staatliche Beihilfen“ im Sinne des Europarechts bedarf jede förderrelevante Änderung des Gesetzes einer beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission. Die Erfahrungen der vergangenen Jahre haben gezeigt, dass sich die beihilferechtliche Prüfung durch die Europäische Kommission (KOM) lange hinziehen kann. Ist eine solche Genehmigung der KOM erforderlich und ausstehend, können die Unternehmen der Energiewirtschaft mangels Planungssicherheit keine Investitionen tätigen oder neue Pro-jekte planen, die mit dem noch unsicheren gesetzlichen Rahmen in Zusammenhang stehen. Dies resultiert letztlich auch aus dem beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt in § 101 EEG 2023.\r\nAußerdem gilt die bisherige beihilferechtliche Genehmigung des EEG nur bis zum 31. Dezem-ber 2026. Daher muss das EEG für ab dem 1. Januar 2027 neu in Betrieb zu nehmende oder neu zu bezuschlagende EEG-Anlagen an die beihilferechtlichen EU-Rechtsvorgaben angepasst worden sein, damit für diese Anlagen dann ab dem 1. Januar 2027 eine EEG-Förderung mög-lich ist. Zur Gewährleistung einer EEG-Förderperspektive für Neuanlagen und zur Vermeidung eines temporären Förderausfalls Anfang 2027 und weitreichendem Einbruch beim EE-Ausbau muss folglich die EEG-Novelle Mitte 2026 vom Bundestag beschlossen und spätestens Ende 2026 durch die KOM beihilferechtlich genehmigt worden sein.\r\nSchon jetzt laufen in den Unternehmen der Energiewirtschaft die Projektplanungen für EE-An-lagen, die ab 2027 in Betrieb gehen sollen. Aus Sicht des BDEW muss der durch das Bundes-wirtschaftsministerium (BMWE) derzeit verfolgte Zeitplan für die EEG-Novelle mit einem Ab-schluss des Gesetzgebungsverfahrens Mitte 2026 und einer rechtzeitigen beihilferechtlichen Genehmigung der EEG-Änderungen bis Ende 2026 unbedingt eingehalten werden.\r\nSeite 5 von 28\r\nAbbildung 1: Zeitplan des BMWE für die anstehende EEG-Novelle\r\n2.2 Zweistufiges Verfahren\r\nUm die Einhaltung des Zeitraums für den Abschluss der EEG-Novelle auf Bundesebene bis Be-ginn der Sommerpause 2026 einzuhalten, empfiehlt der BDEW ein Vorgehen in zwei Stufen für die Weiterentwicklung des EEG: In der ersten Stufe sollten nur Neuerungen eingeführt werden, die keinen erheblichen Sys-temwechsel mit sich bringen und somit zügig umzusetzen sind. Hierzu gehört die Umsetzung der EU-rechtlich verpflichtenden Übererlös-Abschöpfung im EEG. Er sollte aus Sicht des BDEW in die bestehende Fördersystematik des EEG eingebaut werden und in der ersten Stufe nicht mit einem Wechsel der Fördersystematik verbunden werden. Zudem sollten die Vorgaben der EU-Strombinnenmarktverordnung (nach Artikel 19d) zu einer effizienten Teilnahme an den Strommärkten und der Vermeidung marktverzerrender Wirkung der Förderregeln eingehalten werden.\r\nEin Wechsel der Fördersystematik bringt erhebliche Veränderungen mit sich und muss des-halb hinsichtlich seiner Auswirkungen sorgfältig evaluiert sowie ausführlich mit Energiewirt-schaft und Wissenschaft hinsichtlich ihrer Auswirkungen konsultiert werden. Er sollte als zweite Stufe dann sorgfältig vorbereitet und mit der Energiebranche ausgearbeitet werden, nachdem das EEG 2027 rechtzeitig zum 01.01.2027 in Kraft getreten ist. In der ersten Stufe sollte daher nur eine Übererlösabschöpfung und Gewährleistung einer effizienten Teilnahme der geförderten Anlagen an den Strommärkten angelehnt an die europäischen Mindestanfor-derungen in den bestehenden EEG-Mechanismus eingebaut werden. Diese Mindestanforde-rungen schreiben die Übererlösabschöpfung ab einer Anlagenleistung von 200 Kilowatt (kW)\r\nEEG-Novelle ab Februar 2026\r\nAbschluss Spätsommer 2026 2026EEG-Novelle ab Spät-sommer Februar 2026\r\nSeite 6 von 28\r\nvor. Aus Sicht des BDEW sollte diese Grenze bei der Umsetzung in deutsches Recht nicht un-terschritten werden, da die Umsetzung der Abschöpfung bei den Verteilnetzbetreibern, die den Mechanismus höchstwahrscheinlich werden umsetzen müssen, zu wesentlichem und vor allem neuem Umsetzungsaufwand führt. Die zu erwartenden Einnahmen aus der Übererlösab-schöpfung aus Anlagen unter 200 kW installierter Leistung stehen dazu nach Erwartungen des BDEW in keinem angemessenen Verhältnis.\r\nSofern ein längerfristig geltender Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien eingeführt werden soll, der zu einer noch stärkeren Integration der EE-Erzeugung in die Strommärkte führt und die Liquidität der Terminmärkte stützt, sollte dies erst nach einer fachlichen Diskus-sion mit der Energiewirtschaft und in der Fortsetzung des Erkenntnisgewinns aus bisherigen Diskussionen und Prozessen als zweite Stufe erfolgen. Beim Zeitplan der Umstellung sind auch die langen Projektvorlaufzeiten zu berücksichtigen.\r\n3 Neue Regelungen im EEG: Die wichtigsten Punkte\r\nFolgende Regelungsinhalte sollten vorrangig ohne Anspruch auf Vollständigkeit im Rahmen der kommenden EEG-Novelle umgesetzt werden.\r\n3.1 Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch mögliche negative Marktprämie\r\nGegenwärtig gewährleistet die gleitende Marktprämie im EEG den Erneuerbaren-Ausbau. Sie ist jedoch nur bis Ende 2026 europarechtlich genehmigt. Danach muss ein Fördersystem mit einem Rückzahlungsmechanismus für Einnahmen oberhalb des Förderbedarfs eingeführt wer-den, das die effiziente Teilnahme der geförderten Anlagen an den Strommärkten gewährleis-tet. Dies sehen Art. 19d der EU-Strombinnenmarkt-Verordnung 2024/1747 sowie die Klima-, Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien (KUEBLL) so vor.\r\nDer BDEW schlägt als regulatorisch und auch in den Abrechnungssystemen der Netzbetreiber einfach umsetzbaren Abschöpfungsmechanismus vor, dass die Marktprämie künftig für neu in Betrieb genommene Anlagen bzw. für neu bezuschlagte Anlagen ab einer installierten Leis-tung von 200 kW auch negativ werden kann. Ein Nachteil dieser Regelung könnte sein, dass im Falle einer negativen Marktprämie der Netzbetreiber im Jahresmittel Zahlungen von Anlagen-betreibern einfordern müsste. Ein Inkasso bedeutet erhebliche Aufwände, im Falle einer Insol-venz droht sogar ein Forderungsausfall. Der Netzbetreiber sollten von dieser Inkassopflicht be-freit werden. Andernfalls müssten die entstehenden Aufwände als dauerhaft nicht beeinfluss-bare Kosten (ab 5. Regulierungsperiode: KAnEu) definiert und über die Erlösobergrenze voll-ständig anerkannt werden. Inkassoaufwände und Forderungsausfälle infolge der Insolvenz von Anlagenbetreibern sind vom Netzbetreiber nicht beeinflussbar.\r\nSeite 7 von 28\r\nSie sollten in § 14 EnFG in einer neu zu ergänzenden Ziffer 5 aufgegriffen werden. Hier schlägt der BDEW folgende Formulierung vor:\r\n„5. Forderungsausfälle infolge von Insolvenz eines Anlagenbetreibers bei der Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch eine negative Marktprämie“.\r\nAlternativ können die Forderungsausfälle über die Erlösobergrenze berücksichtigt werden.\r\nDem Vorschlag liegen folgende Überlegungen zugrunde:\r\nDerzeit ergibt sich die Höhe der Marktprämie durch die Differenz zwischen dem Monats- oder Jahresmarktwert zum anzulegenden Wert der jeweiligen EEG-Anlage. Betreiber von EEG-Anla-gen erhalten den mit dem Direktvermarkter vertraglich vereinbarten Preis für den Verkauf ih-res Stroms am Spotmarkt, sowie als Marktprämie die Differenz zwischen Marktwert und anzu-legendem Wert als Zahlung aus dem EEG-Konto. Derzeit kann die Marktprämie im EEG nicht negativ werden, sondern nur auf null sinken. Betreiber von EE-Anlagen erhalten also bei Mo-nats- bzw. Jahresmarktwerten, höher oder gleich ihrem Anzulegenden Wert, keine Zahlung durch das EEG, sie müssen aber auch keine Förderung an das EEG-Konto zurückzahlen.\r\nDarf die Marktprämie künftig auch negativ werden, ergibt sich automatisch eine Rückzah-lungspflicht der Anlagenbetreiber an das EEG-Konto in angemessener Höhe. Für diesen Effekt ist es unerheblich, dass die Marktprämie für neu in Betrieb genommene EEG-Anlagen bzw. für neue Zuschläge nach dem EEG anhand des Jahresmittelwerts des Stroms aus einer nach EEG geförderten EE-Anlage ermittelt wird und nicht mehr nach Monatsmittelwert wie dies für den größten Teil der Bestandsanlagen der Fall ist. Im Falle der Berechnung anhand des Jahresmit-telwerts ist zwar das Auftreten einer negativen Marktprämie im Jahresmittel unwahrscheinli-cher als bei Anlegung des Monatsmarktwertes. Die Rückzahlung ergibt sich aber bereits impli-zit aus der ermittelten Höhe der Marktprämie, wie die folgende Überlegung illustriert:\r\nIn der Anlage 1 des EEG heißt es “Für jede Viertelstunde eines Kalendermonats wird der durchschnittliche Spotmarktpreis mit der Menge des in dieser Viertelstunde gemäß Online-Hochrechnung (...) erzeugten Stroms (...) multipliziert. Die Ergebnisse für alle Viertelstunden des Kalendermonats werden summiert. Diese Summe wird dividiert durch die Menge des in dem gesamten Kalendermonat nach der Online-Hochrechnung (...) erzeugten Stroms (...)”.\r\nDas Ergebnis ist der mengengewichtete Durchschnittserlös einer Anlage am Day-Ahead-Markt. In die Berechnung fließen auch Werte aus Viertelstunden oberhalb des anzulegenden Werts ein. Dadurch berücksichtigt die Marktwertberechnung nach EEG die Mehrerlöse bereits jetzt. Einzige erforderliche Neuerung, damit Preise oberhalb des anzulegenden Wertes dämpfend\r\nSeite 8 von 28\r\nauf die Höhe der Marktprämie wirken, ist die Möglichkeit, diese auch negativ werden zu las-sen.\r\nBeispielrechnung:\r\nDer Anzulegende Wert (AZW) für die Stromerzeugung einer EE-Anlage liegt bei 75 Euro/MWh\r\nDer Monatsmarktwert liegt im Monat 1 bei 0 Euro/MWh und im Monat 2 bei 100 EUR/MWh; die eingespeiste Menge sei in beiden Monaten identisch.\r\nBei einer monatlichen Berechnung der Marktprämie benötigt der Anlagenbetreiber in Monat 1 eine Marktprämie von 75 Euro/MWh. Im Monat 2 erzielt er hingegen einen Erlös von 25 Euro/MWh oberhalb des Anzulegenden Werts. In Monat 2 liegt der technologiespezifische Monatsmarktwert mit 100 Euro/MWh um 25 Euro/MWh über dem anzulegenden Wert. Die Marktprämie in Monat 1 ist laut aktuellem EEG also 75 Euro, in Monat 2 dementsprechend 0 Euro/MWh. Kann die Marktprämie negativ werden, liegt sie im Monat 2 bei -25 Euro/MWh.\r\nIn Summe erhält der Anlagenbetreiber also im Monat 1 75 Euro und muss in Monat 2 25 Euro/MWh zurückzahlen. Daraus ergibt sich im Mittel der beiden Monate der Anzulegende Wert von 75 Euro/MWh. Es fällt für das EEG-Konto also eine Belastung von 50 Euro/MWh für die in Monat 1 erzeugte Menge an, da die negative Marktprämie im Monat 2 die Marktprämie aus Monat 1 wieder abgesenkt hat.\r\nIm Falle einer Berechnung auf Basis des Jahresmarktwertes wird der mengengewichtete Preis über das Jahr berechnet. Dieser entspricht nicht genau dem Mittelwert von 12 Monatsmarkt-werten. Durch die Gewichtung fällt der Jahresmarktwert in der Regel etwas niedriger aus als der Mittelwert aller Monatsmarktwerte. Die Preise von 0 Euro im ersten Monat und von 100 Euro/MWh im zweiten Monat fließen jedoch zu ähnlichen Teilen in den Marktwert ein. Dieser liegt also bei 0 + 100 Euro = 50 Euro. Damit liegt die Marktprämie bei 25 Euro/MWh, die der Anlagenbetreiber für beide Monate erhält – die 50 EUR/MWh aus der monatlichen Berech-nung der Marktprämie belaufen sich nun also auf 25 EUR/MWh für die doppelte Strommenge, also über die beiden Monate jeweils 25 Euro/MWh. Da er im ersten Monat keinen Marktwert erzielt hat, aber im zweiten Monat 100 Euro/MWh, liegt sein Erlös in Summe bei (0 + 25 + 25 + 100) / 2 = 75 EUR/MWh. Das Ergebnis ist also gleich, ebenfalls aufgrund der neuen Möglich-keit der negativen Marktprämie.\r\nSeite 9 von 28\r\n3.2 Umsetzung der Übererlösabschöpfung in Fördermodell mit Marktwertkorridor\r\nAlternativ zur Umsetzung der Übererlösabschöpfung über die Möglichkeit einer negativen Marktprämie ist aus Sicht des BDEW auch die Variante mit einem Marktwertkorridor vorteil-haft, auch wenn sie die Aufwände und Komplexität in der Abrechnung und der Prognose des EEG-Finanzierungsbedarfs erhöht. Sie entwickelt die bisher bestehende Logik der Gleitenden Marktprämie weiter: 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 auch Option 2 aus dem BMWK-Optionenpapier vom Sommer 2024 mit dem Unter-schied, dass ein Puffer eingebaut ist. Wie auch vom BMWK selbst vorgeschlagen, wäre auch hier grundsätzlich eine Umstellung von einer zeit- auf eine mengenbasierte Förderung denk-bar, um das Mengenrisiko zu adressieren. Die Kapitalkostenunterschiede hängen in letzter Konsequenz davon ab, wie der untere Wert des Korridors gesetzt wird. Solange dessen Set-zung realistisch erfolgt, dürfte der Korridor nur eine weitere Streuung hinsichtlich der Risikoaf-finität erlauben und damit letztlich wettbewerbsfördernd sein. Setzt man seine Rechnung zur Finanzierung am unteren Ende an, sollte es keine Unterschiede zu einem Fixwert geben. Anla-genbetreiber sind im Falle eines langen Referenzzeitraumes innerhalb des Korridors angehal-ten ihre Anlage markteffizient zu betreiben. Richtig ausgestaltet, kann das Cap und Floor Mo-dell einen effizienten Dispatch anreizen. Die CfD-Option mit Marktwertkorridor ist von den beiden produktionsabhängigen Varianten das vorteilhaftere Modell für die Terminvermark-tung von geförderten Anlagen. Dieser Effekt wird umso größer, je größer der Marktkorridor ist, da sich die am Terminmarkt abzusichernde Preisunsicherheit nicht nur auf Fehlbeträge, sondern auch auf Zusatzerlöse bezieht.\r\n3.3 Reduktion der Erlösrisiken aufgrund von § 51 EEG im Fördermodell des Hybriden CfD\r\nAls innovative Möglichkeit zur Reduktion der Erlösrisiken aufgrund der Regelungen nach § 51 EEG – keine Förderung bei negativen Preisen – im künftigen Fördersystem für Erneuerbare Energien wird in der energiewirtschaftlichen Debatte derzeit der „Hybride CfD“ diskutiert. Bei diesem Fördermodell fallen Zahlungen und Rückzahlungen für EEG-Anlagen nach einer Aus-schreibung 20 Jahre lang nur für die Einspeisung in Viertelstunden mit einem Day-Ahead-Preis über null an. In Viertelstunden mit negativen Strompreisen wird, wie schon jetzt, nach § 51 EEG keine Marktprämie ausgezahlt. Die geförderte Strommenge wird anhand der tatsächli-chen Einspeisung ins Stromnetz ermittelt.\r\nDie in Viertelstunden mit einem negativen Day-Ahead-Preis entgangene Zahlung wird im Ge-gensatz zur Regelung nach § 51a EEG oder dem bisherigen Vorschlag des BDEW – dem\r\nSeite 10 von 28\r\nMarktmengenmodell – unmittelbar im jeweiligen Jahr durch eine Anhebung des Anzulegen-den Werts (AZW) ausgeglichen. Diese Erhöhung leitet sich aus dem Verhältnis der Referenzer-zeugung von EE-Anlagen in Viertelstunden mit negativen und positiven Strompreisen ab. Dar-aus ergibt sich ein Korrekturfaktor, um den der Anzulegende Wert erhöht wird. Das ist vorteil-haft im Sinne niedriger Zinsen für die Projektfinanzierung durch Fremdkapital. Dabei muss klargestellt werden, dass bei Anwendung auf die Einspeisevergütung zuerst die Multiplikation des Korrekturfaktors mit dem anzulegenden Wert und dann die Verringerung nach § 53 EEG erfolgt. Der Korrekturfaktor muss von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) über deren zentrale Internetplattform oder der BNetzA ermittelt und veröffentlicht werden. Die Refe-renzerzeugung wird basierend auf der technologiespezifischen Online-Hochrechnung der ÜNB ermittelt, die auch im aktuellen EEG genutzt wird. Damit würde der anzulegende Wert mit ei-nem Mengenfaktor angepasst, was die Ermittlung der tatsächlichen Vergütung für EEG-Anla-genbetreiber verkompliziert. Sie müsste daher durch den VNB mit für ihn erhöhtem Aufwand erfolgen.\r\nDer hybride CfD ist also primär produktionsabhängig und vermeidet so das Basisrisiko produk-tionsunabhängiger Modelle, die die zu fördernde Strommenge anhand eines theoretisch zu erwartenden Stromertrags ermitteln. Für den Ausgleich des Erlösrisikos aufgrund der Rege-lung in § 51 EEG wird ein produktionsunabhängiger (kapazitativer) Ansatz verfolgt.\r\nAbbildung 2: Ermittlung der Standardleistung in MW zur Ermittlung des Korrekturfaktors zur Berechnung des Anzulegenden Werts\r\nQuelle: Guidehouse\r\nSeite 11 von 28\r\nIm Hybriden CfD bezieht die Jahresmarktwertberechnung – anders als derzeit die Ermittlung der Gleitenden Marktprämie – nur noch Viertelstunden mit positiven Preisen ein, da der Aus-gleich für negative Strompreise über die Erhöhung des Anzulegenden Werts erfolgt. Es wür-den künftig also zwei Jahresmarktwerte existieren – einer für die alte Rechtslage und einer für die neue Rechtslage.\r\nDas Modell des Hybriden CfD hat verglichen mit dem „Marktmengenmodell“ den Vorteil, dass Anlagenbetreiber bereits am Ende eines jeden Betriebsjahres für die in negativen Viertelstun-den entgangene Förderung kompensiert werden würden. Somit unterliegt die Förderung nicht der Inflation, die eine am Ende des gesamten Förderzeitraums nach 20 Jahren nachholende Zahlung stark entwertet.\r\nEine Übererlös-Abschöpfung findet dann statt, wenn der Jahresmarktwert größer als der An-zulegende Wert ist. Letzterer erhöht sich aber durch die Korrektur aus den Viertelstunden mit negativen Preisen. Grundsätzlich muss im Anhang 1 des EEG die Möglichkeit einer negativen Marktprämie eingeräumt werden. Der Hybride CfD kann auch mit der dynamischen Übererlös-abschöpfung versehen werden. Diese Ausgestaltung mit dynamischer Abschöpfung lehnt der BDEW jedoch zum jetzigen Kenntnisstand ab, da sie weitreichende Auswirkungen mit sich bringen würde, während der Nutzen noch nicht quantifizierbar ist. Für die mit der Abrechnung beauftragten Netzbetreiber müssen die Komplexität und der zusätzliche Aufwand möglichst niedrig gehalten werden, aber auch für EE-Betreiber, die für notwendige Abrechnungen mit Kooperationspartnern und Flächeneigentümern auf eine schlanke Umsetzung angewiesen sind. Dies wird mit der Ausgestaltung des Modells über die Möglichkeit einer negativen Markt-prämie am besten erreicht. Wichtig ist auch, dass die Zahlung der durch den Korrekturfaktor erfolgten höheren Marktprämie nicht erst am Jahresende erfolgt, sondern bereits im Laufe des Jahres durch übliche Abschlagszahlungen. Allerdings ist dies nur bei Anlagen mit intelli-gentem Messsystem (iMSys) praktikabel, wenn der endgültige Korrekturfaktor unmittelbar nach Ende des betreffenden Kalendermonats feststeht. Bei SEP-Anlagen in der Einspeisever-gütung kann die Korrektur mit vertretbarem Aufwand nur einmal jährlich im Rahmen der Jah-resabrechnung auf Grundlage eines durchschnittlichen kalenderjahresbezogenen Korrek-turfaktors durchgeführt werden. Eine Möglichkeit zur Vereinfachung der Abrechnung wäre eine jährliche Pauschalregelung mit einer Spitzabrechnung alle 5 Jahre im Rahmen der Spitzabrechnung nach § 36h Abs. (2). Bei der Korrektur des Anzulegenden Wertes ist zu beach-ten, dass sich auch Auswirkungen auf die Redispatch-Abrechnung ergeben.\r\nEntscheidend für eine sinnvolle Implementierung des Hybriden CfD ist zudem der Fortbestand des Referenzertragsmodells für Windenergie an Land. Andernfalls würde an guten Windstand-orten eine Überförderung und im Binnenland ein Fadenriss eintreten. Ohnehin ist an wind-schwächeren Standorten in Süddeutschland der Anteil der Einspeisung zu negativen\r\nSeite 12 von 28\r\nPreisstunden höher als bei Anlagen an windstarken Standorten. Umso wichtiger ist daher ein Ausgleich, um eine bundesweit gleichmäßige Verteilung des Windzubaus zu gewährleisten.\r\nIn negativen Viertelstunden sollte der Strom aus Sicht des BDEW unterhalb des Netzanschlus-ses für zusätzlichen Verbrauch in Sektorkopplungs-Anwendungen wie Elektrolyseuren und Batterien genutzt werden können. Allerdings darf der zwischengespeicherte Strom in positi-ven Viertelstunden nicht als förderbarer EEG-Strom ins Netz zurückgespeist werden, um dann mit den um den Korrekturfaktor angehobenen Anzulegenden Wert gefördert zu werden. Stattdessen dürfen die Batteriespeicher ihren ausgespeicherten Strom lediglich am Strom-markt verkaufen. Diese Regelung bringt allerdings mehr Komplexität in die Abwicklung für Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und ggf. Lieferanten, da der Speicher zusätzlich gemes-sen werden muss. Vor Einführung der Regelung muss daher MiSpeL eingeführt sein, so dass die Marktkommunikation die Regelung abbilden kann. Zudem muss MiSpeL dahingehend ak-tualisiert werden, dass eine Doppelförderung vermieden wird. Dies wird voraussichtlich zum 01.04.2027 der Fall sein.\r\nDer BDEW sieht vor dem Hintergrund des regulatorischen Rahmens in § 51 EEG den Hybriden CfD als ein geeignetes Instrument, um die Erlösrisiken durch negative Strompreisphasen zu ad-ressieren. Gleichzeitig fließen Elemente einer produktionsunabhängigen Förderung ein, die das marktdienliche Verhalten der geförderten Anlagen anreizen. Es stellen sich allerdings noch konkrete Implementierungsfragen, die in einem umfassenden Stakeholderprozess diskutiert werden müssen. Im Falle einer Einführung sollte der hybride CfD aus BDEW-Sicht für alle ge-förderten EE-Anlagen erst ab einer installierten Leistung von 200 kW greifen.\r\n3.4 Dynamische Übererlös-Abschöpfung\r\nWird der von der Strombinnenmarktverordnung vorgeschriebene zweiseitige CfD im einfachs-ten Fall durch eine Anpassung im Anhang 1 EEG so umgesetzt, dass die Marktprämie negativ werden kann (Anpassungen in Anhang 1 EEG), wird in einem Abschöpfungsjahr die antizipierte Marktprämie in die Grenzkosten eingepreist. Die Anbieter werden also nicht bei null Euro/MWh1 bieten, sondern die zu zahlende Marktprämie als Grenzgebot einstellen. Der un-mittelbare Effekt ist eine Anhebung der börslichen Angebotskurve für Neuanlagen und per-spektivisch für alle geförderten EE-Anlagen.\r\n1 Der Einfachheit halber setzen wir in den Ausführungen die tatsächlichen Grenzkosten für EE-Anlagen mit null Euro/MWh an. Ein schwach positiver Wert der Grenzkosten hat keinen Einfluss auf die Argumentation.\r\nSeite 13 von 28\r\nFür das Börsenergebnis gibt es zwei Szenarien:\r\n•\r\nDie Nachfrage bleibt inelastisch. In diesem Falle steigt in Zeiten, in denen die abge-schöpften EE-Anlagen preissetzend sind, der Börsenpreis. Die Nachfrage bezahlt somit die Abschöpfung.\r\n•\r\nDie Abschöpfung ist derart hoch, dass es zu Verschiebungen in der Einsatzreihenfolge kommt, weil die Merit-Order sich verschiebt. Im schlimmsten Fall würden fossile Anla-gen statt EE-Anlagen bezuschlagt, weil das Förderregime die EE-Anlagen aus dem Markt preist.\r\nDem Gedanken einer dynamischen Übererlös-Abschöpfung liegt die Befürchtung zugrunde, dass in Abschöpfungsjahren ein Anreiz entsteht, dass geförderte EE-Anlagen trotz positiver Marktpreise keinen Strom erzeugen und vermarkten, um negative Erlöse zu vermeiden. Zu-dem besteht die Gefahr, dass mehr Abschöpfungsjahre auftreten werden, weil der anzule-gende Wert nominal konstant bleibt und nicht an die Inflation angepasst wird, während die Strompreise steigen. Würde man im EEG den anzulegenden Wert an die allgemeine Preisent-wicklung anpassen – wie z.B. bei Klimaschutzverträgen und anderen Förderregimen –, könn-ten die Zahl der Abschöpfungsjahre und der Betrag der Abschöpfung in den kommenden Jah-ren höchstwahrscheinlich signifikant reduziert werden.\r\nUm die beiden genannten Effekte zu quantifizieren, müsste eine genauere Untersuchung an-gestellt werden.\r\nMit der dynamischen Übererlös-Abschöpfung soll der negative Effekt der Marktprämie auf das Gebotsverhalten durch eine dynamische Abschöpfung neutralisiert werden. Bei diesem Kon-zept soll die Abschöpfung nur dann greifen, wenn sie oberhalb eines zu definierenden Min-desterlöses liegt. Das heißt, ein Anlagenbetreiber oder Direktvermarkter kann weiterhin ein Gebot bei null Euro/MWh einstellen und wird bei Markträumungspreisen zwischen Null Euro und dem Mindesterlös nicht belastet. So wird der Anreiz für einen Betrieb der EE-Anlage auf-rechterhalten.\r\nSeite 14 von 28\r\nAbbildung 3: Beispielhaftes Auszahlungsprofil durch eine dynamische Übererlös-Abschöp-fung\r\nEine solche Regelung hätte weitreichende Konsequenzen:\r\n•\r\nIm Gegensatz zum normalen Markt, bei dem Erlös und Strompreis ab den Grenzkosten linear verlaufen, der Grenznutzen also konstant ist, entsteht im Regime der dynami-schen Abschöpfung in gewissen Preisbereichen kein Grenznutzen: Ein höherer Strom-preis erzeugt keine höheren Erlöse. Dieses nichtlineare Verhalten muss im Portfolio-management entsprechend berücksichtigt, aber auch in den Direktvermarktungs-Ver-trägen mit den Anlagenbetreibern klar kommuniziert werden. Hier fällt ein deutlich hö-herer Aufklärungsaufwand an. Dieser zusätzliche Aufwand wird sich in den Kosten für die Direktvermarktung niederschlagen und damit entweder in den Strompreisen oder in einem gebremsten EE-Ausbau.\r\n•\r\nEs ist unklar, wie sich dieser Mechanismus in komplexeren Portfolios niederschlägt und ob sich unerwünschte gegenläufige Effekte ergeben.\r\n•\r\nDie dynamische Abschöpfung muss für jede Viertelstunde und für jede Anlage separat berechnet werden. Diese Aufgabe würde vermutlich den Verteilnetzbetreibern zufal-len und zu einer weiteren EEG-bedingten Abrechnungskomplexität für diese führen. Auch diese müssten hierfür IT-Systeme und Personal bereithalten und diese Kosten in den Netzentgelten abbilden.\r\nEine umfassende Analyse, sowohl ökonomisch durch das BMWE als auch durch die betroffe-nen BDEW-Mitglieder (Händler, Erzeuger, Netzbetreiber) steht noch aus und kann in der\r\nSeite 15 von 28\r\nknappen noch zur Verfügung stehenden Zeit für das Parlamentarische Verfahren zur EEG-No-velle nicht mehr geleistet werden.\r\nDer BDEW fordert daher, auf eine Dynamisierung der Übererlös-Abschöpfung anhand des ak-tuellen Börsenpreises zu verzichten.\r\n3.5 Fortbestand der Ausbaupfade und Flächenziele für Erneuerbare Energien bis 2030\r\nDie gemäß EEG 2023 jährlich vorgesehenen Zubaumengen für Erneuerbare Energien stehen im Kontext der europäischen Erneuerbaren-Energien-Richtlinien RED II und RED III. Deutsch-land hat zur Erfüllung seiner Klimaschutzambitionen gesetzlich festgelegt, bis zum Jahr 2030 einen EE-Anteil von 80 % an der Bruttostromerzeugung in Deutschland zu erreichen.\r\nAuf Basis der Annahme eines Bruttostromverbrauchs von 750 TWh im Jahr 2030 sieht das EEG Ausbauziele für EE-Technologien vor, um dieses 80 %-Ziel zu erreichen. Die Ausbauziele sollen – insbesondere bei der Photovoltaik – durch den Zubau über verschiedene Fördermechanis-men erreicht werden. Bei Windenergie an Land und bei Windenergie auf See wurden die Aus-schreibungsmengen so dimensioniert, dass bei Ausschöpfen der Ausschreibungsvolumina die Zubauziele erreicht werden.\r\nAngesichts eines erwartbar geringeren Stromverbrauchs in 2030 stellt sich die Frage nach der Höhe der Ausschreibungsmengen und der benötigten installierten Leistung im Jahr 2030.\r\nAuf Basis der bisherigen Annahmen im EEG und WindSeeG (Verbrauchsannahmen, Kapazitäts-ziele und diesen zugrunde liegende Volllaststunden) wären für die Erreichung des Ziels, bis 2030 ein Anteil von 80 % Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch zu realisieren, 600 TWh EE-Strom erforderlich (80 % von 750 TWh). Dies sollte durch die so genannten GW-Ziele an installierter Leistung im Jahr 2030 (PV 215 GW, Wind onshore 115 GW und Wind off-shore 30 GW) erreicht werden.\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. Angesichts eines laut Gutachten zu erwartenden Stromverbrauchs in 2030 zwischen 600 und 700 TWh stellt sich die Frage nach der Höhe der Ausschreibungsmengen und der benötigten installierten Leistung im Jahr 2030.\r\nDabei müssen jedoch die Volllaststunden und entsprechend die tatsächlichen Stromerträge der letzten Jahre betrachtet werden. Schreibt man diese fort, könnten im Jahr 2030 zwischen etwa 512 TWh (untere Volllaststunden) bis 575 TWh (obere Volllaststunden) EE-Strom-\r\nSeite 16 von 28\r\nerzeugung realisiert werden, wenn die obigen GW-Ziele erreicht werden. Ausgehend von der Prognose der vorherigen Bundesregierung eines Bruttostromverbrauchs von 750 TWh im Jahr 2030, entspräche dies einem EE-Anteil von 68 % bis 77 %, da optimistischere Volllaststunden zugrunde gelegt wurden.\r\nIn der Abbildung 4 ist neben der Untergrenze von 512 TWh und der Obergrenze von 575 TWh auch der gemittelte Wert von 544 TWh aufgeführt. Werden bis 2030 die bisherigen EE-Aus-bauziele erreicht, wäre bei einem prognostizierten Strombedarf von 650 TWh das EE-Ziel von 80 % im Mittel zu erreichen. Bei der Untergrenze der Volllaststunden ist dies schon nicht mehr gegeben. Wenn der Bruttostromverbrauch bei 700 TWh liegt, dann sind die 80 % im Mittel ebenfalls nicht zu erreichen.\r\nAbbildung 4: EE-Quote bei Berücksichtigung des Strombedarfs im Rahmen des Monitoring-berichts, tatsächlicher EE-Stromerzeugung und einem vollständigen Erreichen der Ausbau-ziele gemäß EEG 2030 Bruttostromver-brauch TWh Untergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Obergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Mittelwert EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) 700 512 (73 %) 575 (82 %) 544 (78 %) 650 512 (79 %) 575 (88 %) 544 (84 %) 600 512 (85%) 575 (96 %) 544 (91 %)\r\nAbbildung 5 zeigt: Eine Verzögerung beim Erreichen der Ausbauziele bis 2030, wie es der Mo-nitoringbericht des BMWE beschreibt2, würde bedeuten, dass selbst bei einem Bruttostrom-verbrauch von 600 TWh das 80 %-Ziel im Mittel nicht erreicht wird.\r\n2 Die Werte stellen einen Durchschnitt der Berechnungen aus den dem Monitoring zugrunde liegenden explorati-ven Szenarien und keine Prognose dar, vgl. Monitoringbericht der Bundesregierung, S. 64\r\nSeite 17 von 28\r\nAbbildung 5: EE-Quote bei Berücksichtigung des Strombedarfs im Rahmen des Monitoring-berichts, tatsächlichen Volllaststunden und verzögertem Erreichen der Ausbauziele gemäß EEG 2030 Bruttostromver-brauch TWh Untergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Obergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Mittelwert EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) 700 443 (63 %) 496 (71 %) 469 (67 %) 650 443 (68 %) 496 (76 %) 469 (72 %) 600 443 (74%) 496 (83 %) 469 (78 %)\r\nAus Sicht des BDEW müssen demzufolge sowohl die Zubauziele als auch die Ausschreibungs-volumina fortbestehen und dürfen nicht im Lichte derzeit vermuteter geringerer Stromver-bräuche im Jahr 2030 nach unten korrigiert werden.\r\nDer BDEW fordert daher einen Fortbestand der bestehenden Ausbaupfade und der zu deren Erreichung festgelegten Ausschreibungsvolumina. Zudem müssen die im Windflächenbedarfs-gesetz (WindBG) geregelten Flächenziele von 1,4 % bis 2025 und 2 % bis 2032 fortbestehen. Sie beeinflussen unmittelbar die Entwicklung der für die EEG-Ausschreibung infrage kommen-den Projektvolumina. Als zusätzliche Flächenoption müssen auch artenarme Forststandorte einbezogen werden.\r\nGerade bei Windenergie an Land haben die erfreulichen Verbesserungen bei der Genehmi-gungssituation zu einer Projektpipeline geführt, die auch bei Erhalt der bestehenden Aus-schreibungsvolumina einen dynamischen Wettbewerb gewährleistet. Ein kostengünstiger wei-terer Ausbau von Windenergie an Land ist also derzeit möglich. Eine Kürzung würde zum Ver-fall von Genehmigungen führen, da viele Projekte nicht die Chance hätten einen Zuschlag zu erlangen. Dies würde den Industriezweig „Wind an Land“ schwächen mit negativen Auswir-kungen auf die wirtschaftliche Entwicklung in Deutschland.\r\n3.6 Stufenweise Einführung einer Pflicht zur Direktvermarktung von EE-Anlagen\r\nUm die Marktintegration der Erneuerbaren Energien voranzutreiben, sollten Neuanlagen auch unter 100 kW ihren Strom künftig verpflichtend direktvermarkten. Dabei ist aus Sicht des BDEW ein stufenweises Einführen der Direktvermarktungspflicht für Anlagen ab 25 kW ziel-führend, das bis 7 kW abgesenkt wird, wenn gewährleistet ist, dass dort intelligente Messsys-teme (iMSys) mit Steuerbox im Massenprozess funktionstauglich eingebaut werden können.\r\nSeite 18 von 28\r\nNur dann ist auch für dieses Anlagensegment ein Zugang zu Direktvermarktern gegeben. We-sentliche Voraussetzung für die Absenkung des Leistungsschwellenwerts für die ver-pflichtende Direktvermarktung von 100 kW auf 25 und später 7 kW ist auch, dass branchen-weit einheitliche, von der BNetzA akzeptierte massengeschäftstaugliche Nachweise nach § 10b Abs. 5 EEG eingeführt sind. Die Sanktionierung von Verstößen gegen § 10b EEG (Vorhalten von Einrichtungen zur marktorientierten Steuerung) aus § 52 EEG 2023 ist aus Sicht des BDEW zu streichen und Nachweise für Fernsteuerbarkeit in einem realistischen Zeitfenster sind zu ermöglichen. Die Erstanmeldung zur Direktvermarktung sollte nicht mehr über das EEG sankti-oniert, sondern nur noch in den Marktprozessen (derzeit noch „MPES“) abgebildet werden. Die Praxis hat gezeigt, dass die Mitteilungspflichten der Anlagenbetreiber nach § 21c EEG 2023, die parallel zu den von der BNetzA festgelegten MPES gelten, zu Missverständnissen und Fehlern führen, die seit Inkrafttreten des EEG 2023 mit eigenständigen Strafzahlungen nach § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 verbunden sind. Klarheit kann diesbezüglich nur geschaffen werden, wenn die MPES sämtliche Veräußerungsformen nach EEG abdecken und § 21c EEG 2023 ohne weitere Bedingungen auf die MPES verweisen würde.\r\nHintergrund ist, dass mit der Absenkung der Schwelle die Anzahl der betroffenen Anlagen sehr stark ansteigt. Eine stufenweise Absenkung ermöglicht es, diese stark steigende Anzahl der Anwendungsfälle praxisgerecht umzusetzen und dabei auch Abläufe in den Unternehmen un-ter Berücksichtigung von Lerneffekten zu entwickeln. Auch in der Übergangszeit bis zum Ein-treten der Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung sollte keine implizite Vermarktungs-rolle der Verteilnetzbetreiber geschaffen werden. Zu beachten ist, dass die Netzbetreiber ne-ben der Abwicklung der für die Direktvermarktung erforderlichen Marktprozesse insbeson-dere die Neugestaltung der Netzentgeltsystematik („AgNes“), die Festlegung zur Marktin-tegration von Speichern und Ladepunkten (\"MiSpeL\"), Regelungen zum Energy Sharing sowie das von der Bundesnetzagentur (BNetzA) geplante zentrale System zur Aggregation und Ab-rechnung bilanzierungsrelevanter Daten im deutschen Strommarkt (MaBiS-Hub) umsetzen müssen. Die verschiedenen Projekte greifen immer wieder auf die gleichen Ressourcen in den Unternehmen und bei den IT-Dienstleistern zu. Vor diesem Hintergrund sollten die verschie-denen Vorhaben zeitlich aufeinander abgestimmt werden.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, dass EE-Anlagen ab einer installierten Leistung von 25 kWp und ab Inbetriebnahme ab dem 01.01.2027 mit einer Übergangsfrist von einem Jahr ab dem 01.01.2028 ihren Strom verpflichtend ungefördert direktvermarkten müssen. Um den Hoch-lauf der Anwendungsfälle in der praktischen Bearbeitung im Unternehmen gut abwickeln zu können und interne Verfahrensweise zu etablieren, sollten Neuanlagen unterhalb einer Leis-tung von 25 kW erst zum 01.01.2030 in die verpflichtende ungeförderte Direktvermarktung überführt werden, da dann die Einführung des MaBiS-Hub sowie die Umsetzung der neuen\r\nSeite 19 von 28\r\nNetzentgeltsystematik abgeschlossen sein sollten, welches beide große Transformationspro-jekte darstellen und viele Ressourcen in den Unternehmen binden. Aus Sicht des BDEW sollte dabei eine Bagatellgrenze von 7 kW dauerhaft bestehen bleiben, so dass Anlagen unterhalb dieser Leistungsgrenze auch künftig ihren Strom zu den jeweils geltenden Regeln veräußern können. Bereits ab dem 1.1.2027 sollte die gleitende Marktprämie für die Teileinspeisung von PV-Anlagen auf die Höhe des Marktwerts des Überschuss-Stroms abgesenkt werden, so dass Anlagen, die schon vor 2032 in die ungeförderte Direktvermarktung wechseln, einen Vorteil durch die Vermarktung ihres Überschuss-Stroms erzielen können.\r\n3.7 Kosteneffizienzpotenziale bei der Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien\r\nDer aktuelle Fortschritt beim Ausbau Erneuerbarer Energien ist ein Erfolg und das Ergebnis klarer politischer Zielsetzungen, beschleunigter Verfahren und verlässlicher Investitionsbedin-gungen. Gleichzeitig zeigt sich, dass auch beim weiteren Ausbau Erneuerbarer Energien Effizi-enzpotenziale bestehen. Diese zu heben ist entscheidend, um die Transformation des Energie-systems langfristig kosteneffizient zu gestalten.\r\nDer BDEW hat daher Vorschläge vorgelegt, wie sich die Ausbaupfade der Erneuerbaren Ener-gien effizienter umsetzen lassen – ohne den notwendigen Zubau auszubremsen oder Investiti-onssignale zu schwächen. Viele der Vorschläge eignen sich für eine Umsetzung in der anste-henden EEG-Novelle und können so unmittelbar Kostensenkungspotenziale heben:\r\n1.\r\nDie EEG-Vergütung für neue kleine und mittlere PV-Dachanlagen bis 100 kWp zur Volleinspeisung kann aus Sicht des BDEW abgeschafft werden, da dieses Anlagenseg-ment zur Volleinspeisung ohnehin nur noch einen geringen Anteil an der installierten PV-Leistung ausmacht. Diese Anlagen können ihren Strom aber ungefördert direktvermark-ten.\r\n2.\r\nUm große Dachflächen auf Gebäuden ohne die Möglichkeit zur Eigenversorgung auch weiterhin zu nutzen, empfiehlt der BDEW die Möglichkeit zur Volleinspeisung über Aus-schreibungen für die geförderte Direktvermarktung für PV-Dachanlagen ab 100 kWp. Ausschreibungen für größere PV-Dachanlagen ab 750 kWp – vorbehaltlich der beihilfe-rechtlichen Genehmigung – sollten ebenfalls fortbestehen. Voraussetzung für die Absen-kung der Leistungsgrenze für die Ausschreibung von PV-Anlagen des zweiten Segments ist ein vereinfachtes Verfahren für die Rückerstattung des Projektsicherungsbeitrags nach § 38d EEG.\r\nSeite 20 von 28\r\n3.\r\nFür PV-Dachanlagen zur Eigenversorgung und Teileinspeisung sollte die aktuell geltende Festvergütung für die Überschusseinspeisung ab einer Leistung von 25 kWp durch eine Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung ersetzt werden. Die Schwelle sollte dabei wie oben dargestellt in zwei Stufen abgesenkt werden. Bei der künftigen Anpassung der Förderung der PV-Anlagen mit Eigenverbrauch und Teileinspeisung muss auch das Ergeb-nis des von der BNetzA geleiteten Prozesses zur Neufestlegung der Netzentgelte berück-sichtigt werden. Ein schrittweises Vorgehen sowie Übergangsoptionen können Marktfrik-tionen vermeiden und gleichzeitig Raum für neue Geschäftsmodelle wie die Kombination mit Speichern oder gemeinschaftlichen Nutzungskonzepten geben. Bis zur Umsetzung sollte die Gleitende Marktprämie übergangsweise auf die Höhe des Marktwertes des Überschussstroms abgesenkt werden.\r\nDie Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung sollte allerdings nicht auf Mieterstrom angewandt werden. Diese Projekte verlieren ohne zusätzliche Förderung ihre Wirtschaft-lichkeit, weshalb der aktuelle Förderrahmen für Mieterstrom nicht verändert werden sollte.\r\n4.\r\nSeit einigen Monaten besteht eine Möglichkeit für Sonderabschreibungen von PV-Anla-gen für Unternehmen gemäß dem Investitionsförderprogramm der Bundesregierung. Diese neue Maßnahme ist eine weitere Begünstigung der ohnehin wirtschaftlichen PV-Dachanlagen und Hausspeicher. Diese steuerliche Förderung kann aus Sicht des BDEW da-her wieder zurückgenommen werden.\r\n5.\r\nStrom aus Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) ist heute unter günstigen Bedingun-gen wettbewerbsfähig, jedoch besonders in Kombination mit dem sicheren Investitions-rahmen des EEG im Hintergrund. Um weitere PV-Freiflächenpotenziale zu erschließen, sollten Einschränkungen bei Freiflächenanlagen, wie die Anlagenzusammenfassung bei Anlagen entlang von Verkehrswegen, entfallen bzw. angepasst werden.\r\n6.\r\nDie Erzeugungskosten von PV-Freiflächenanlagen sind umso geringer, je größer die Anlage ist. Im aktuellen EEG liegt die Maximalgröße bei 50 MW, vorbehaltlich der Genehmigung dieses Schwellenwertes durch die EU-Kommission. Größere Anlagen sollen nicht geför-dert werden, da diese von allein wirtschaftlich tragfähig seien. Die wirtschaftlichen Rah-menbedingungen haben sich seitdem aber spürbar verändert. Darum sollte diese Grenze nochmals überprüft und bei Bedarf auf 80 MW angehoben werden.\r\n7.\r\nPV-Freiflächenanlagen sind baurechtlich wenig komplex und sollten daher unbürokrati-scher als derzeit genehmigt werden. Ein Beispiel hierfür ist eine Ausweitung der Privile-gierung der Vorhaben von derzeit 200 auf 500 Meter entlang von Verkehrswegen. Dar-über hinaus würde eine Reform der Erbschaftssteuer auf Flächen mit PV-Freiflächenanla-gen für Bürokratieabbau und Planungssicherheit sorgen.\r\nSeite 21 von 28\r\n8.\r\nDer Anwendungsbereich der naturschutzfachlichen Mindestkriterien für Solaranlagen, die nicht ausschließlich auf, an oder in einem Gebäude angebracht sind, nach § 48 Abs. 6 EEG ist auf Freiflächenanlagen nach Nr. 2 und 3 zu beschränken. Anlagen, die an einer sonstigen baulichen Anlage (z.B. Mauer, Zaun) oder teilweise an einem Gebäude ange-bracht sind (Nr. 1) oder als „Gartenanlage“ errichtet werden (Nr. 1a), können diese Anfor-derungen faktisch häufig nicht erfüllen und müssen daher ausgenommen werden. Auch der diesbezügliche BMWK-Leitfaden (Stand: Juli 2024) bezieht sich ausdrücklich allein auf PV-Freiflächenanlagen. Der Anwendungsbereich von § 37 Abs. 1a EEG ist entsprechend anzupassen.\r\n9.\r\nBei Windenergie an Land haben eine hohe Zahl an Genehmigungsbescheiden und weiter rückläufige Verfahrenslaufzeiten in den meisten Bundesländern zu einer ausreichenden Projektpipeline geführt. Dadurch entsteht in den Ausschreibungen eine wettbewerbliche Preisfindung, die bereits zu einem Sinken der EEG-Zuschlagswerte führt. Diese Entwick-lung muss fortgesetzt werden, um einen geringeren Förderbedarf für Windenergie an Land zu erreichen. Die Ausschreibungsvolumina für Windenergie an Land sollten daher in der aktuellen Höhe fortbestehen. Im Lichte der alleine 2025 erfolgten Neugenehmigun-gen von über 20 GW und der mittlerweile auf nur noch gut 6 ct/kWh gesunkenen Zu-schlagshöhe in den Ausschreibungen könnte das Ausschreibungsvolumen sogar kurzfristig angehoben werden, um das Auslaufen bestehender Projektgenehmigungen zu vermei-den. Sinnvoll wäre beispielsweise, einmalig 10 GW Ausschreibungsmengen zusätzlich in das Ausschreibungsvolumen aufzunehmen, die auch die im Rahmen von NZIA geforderten gesonderten Ausschreibungen umfassen.\r\n10.\r\nDas Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt für Er-neuerbare-Energien-Anlagen sowie das Recht zur Überfahrt und Überschwenkung wäh-rend der Errichtung und des Rückbaus gem. §§ 11a, 11b EEG sollte auch auf private Flä-chen ausgeweitet werden. Insbesondere beim Transport der Rotorblätter für Windener-gieanlagen ist ein Überschwenken von (privaten) Grundstücken kaum vermeidbar und von geringer Nutzungsintensität. Duldungspflichten für Leitungen sind beim Stromnetz-ausbau (§ 12 Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)) sowie dem Breitbandausbau (§ 134 Telekommunikationsgesetz (TKG)) üblich und finden bereits seit vielen Jahren An-wendung. Dies wird den Netzanschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen und damit de-ren Beitrag zur Energieversorgung vereinfachen und deutlich beschleunigen.“\r\n11.\r\nDie aktuelle Regelung nach § 36h EEG 2023 schafft einen ökonomischen Anreiz zur Ver-dichtung von Windparks: Abschattungseffekte durch benachbarte Windenergieanlagen werden bereits im Standortgütenachweis berücksichtigt. Eine Reform der Kompensation von Windabschattungsverlusten kann dazu beitragen, dass Windenergieanlagen mit größerem Abstand und effizienter zueinander errichtet werden. Die Folge wäre eine\r\nSeite 22 von 28\r\nAbsenkung der Förderkosten im EEG-System. Größere Abstände zwischen den Anlagen können allerdings den Gesamtflächenbedarf erhöhen und sollten daher frühzeitig in die strategische Flächenplanung einbezogen werden. Die Abschaffung des Korrekturfaktors von 50 Prozent im Referenzmodell lehnt der BDEW hingegen ab, da kein Kostenvorteil zu erwarten ist, zumal die Mehrheit neuer Genehmigungen ohnehin für mittlere und schwächere Standorte erteilt wird: 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, denn die Realisierung vie-ler Windkraftprojekte in Süd- und Westdeutschland wäre durch die Abschaffung des Kor-rekturfaktors von 50 Prozent im Referenzmodell nicht mehr möglich. Schon jetzt führt der bisher zu geringe Ausbau der Windenergie in Süddeutschland dazu, dass Stromtransporte über weite Strecken erforderlich werden sowie Netzengpässe verstärkt und damit Netz-kosten und Redispatchkosten ansteigen. Der Ausbau wird durch den Fortbestand des Kor-rekturfaktors 50 % dort priorisiert, wo kein zusätzlicher Netzausbau erforderlich ist, und hoher Verbrauch besteht. Darüber hinaus muss bspw. über eine Südquote die Bezuschla-gung von Windprojekten in Regionen mit guter Verfügbarkeit von Stromnetzen deutlich angehoben werden. Allerdings sollte dennoch darauf geachtet werden, dass die Bundes-länder in Mittel- und Süddeutschland möglichst windhöffige Standorte ausweisen.\r\n12.\r\nDer BDEW unterstützt die übergeordneten Ziele des Net-Zero Industry Act (NZIA) ein-schließlich des Erhalts sowie des Aus- und Aufbaus europäischer Produktionskapazitä-ten insbesondere für die Energiewende kritische Transformationstechnologien im Bereich der Erneuerbaren Energien (EE) und der Energienetze. Damit der NZIA tatsächlich europä-ische Hersteller von Netto-Null-Technologien stärkt und ein Level-Playing Field schafft, muss darauf verzichtet werden, eine hohe Bürokratielast durch eine Vielzahl teils kom-plexer nicht-preisbezogener Kriterien zu schaffen. Der BDEW regt daher dringend an, be-stehende Herausforderungen durch einen Maßnahmenmix zu adressieren, der Investiti-onsabsicherungsprogramme, Bürokratieabbau, Förderung, regulatorische Anpassungen und Anreize beinhalten sollte. Der NZIA allein reicht nicht aus, um die notwendige Resili-enz zu schaffen.\r\n13.\r\nDie Innovationsausschreibung zur Förderung der mittlerweile ohnehin sehr wirtschaftli-chen 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 Photovoltaik-Anlagen wesentlich verbessert. Daher ist es entscheidend, dass Batteriespeicher in Kombination\r\nSeite 23 von 28\r\nmit EE-Anlagen hinter dem Netzanschlusspunkt durchgehend zugelassen werden müssen. Die freiwerdende Ausschreibungsmenge sollte auf die Ausschreibungsmenge für PV-Frei-flächenanlagen aufgeschlagen werden\r\n14.\r\nEin Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland sollte zunehmend ungefördert im Markt erfolgen. Grüne PPAs sind hierzu ein geeignetes Instrument. Kleinere Unterneh-men sind im PPA-Markt hingegen unterrepräsentiert. Ursächlich sind die hohen Anforde-rungen an die Bonität von Abnehmern für eine langfristige Projektfinanzierung. Das Aus-fallrisiko führt zu hohen Risikoaufschlägen, so dass keine wirtschaftlich tragfähige Projekt-finanzierung mit langer Laufzeit für kleinere Unternehmen mittlerer Bonität möglich ist. Daher sollte dieses Risiko aus Sicht des BDEW durch eine staatliche Besicherung abgefe-dert werden. Eine staatliche Besicherung von PPAs kann Kredit- und Ausfallrisiken durch den PPA-Abnehmer sowie das Bonitäts- und Ausfallrisiko für den EE-Betreiber und die fi-nanzierenden Banken abfedern und senkt insgesamt die PPA-Preise. 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 mit-telständischen Abnehmern PPAs anbieten.\r\n15.\r\nStrom aus kleinen Biogasanlagen bleibt wegen der nicht mehr nennenswert reduzierba-ren Substratkosten dauerhaft eine vergleichsweise teure Erneuerbare Energie mit hohen variablen Kosten. Für eine Anschlussförderung müssen aus der EEG-Vergütung fallende Anlagen eine höhere Flexibilisierung und die Nutzung der Abwärme gewährleisten. Ein Fortbestand der aktuellen Ausschreibungsbedingungen führt also ohne weitere Maßnah-men zu einer jährlichen Einsparung an EEG-Förderung und sollte daher aus Sicht des BDEW beibehalten werden. Parallel hierzu muss allerdings § 39g Abs. 6 EEG 2023 hin-sichtlich der Berechnungsmethodik der Anschlussförderung klarstellend angepasst wer-den, um weitere Rechtsstreitigkeiten hierzu zu vermeiden und die Perspektive für eine entsprechende Anschlussförderung der Anlagen nicht zu gefährden.\r\n16.\r\nBei Offshore-Windparks bestehen erhebliche Einsparpotenziale bei den Kosten der Netz-anbindung durch eine verpflichtende Überbauung in volkswirtschaftlich sinnvollem Maße. Zudem können die Systemkosten (in €/MWh) durch eine weniger dichte Bebauung in der deutschen AWZ und grenzüberschreitenden Flächenkooperation mit den Nachbar-ländern im Nord- und Ostseeraum um circa 11% reduziert werden, ohne die Ausbauziele in Frage zu stellen (siehe Fraunhofer IWES 2026). Weitere Kostensenkungspotenziale ent-stehen durch den koordinierten Weiterbetrieb bestehender und im Bau befindlicher Offshore-Windparks über 25 Jahre hinaus und eine Verlängerung des Genehmigungszeit-raums auf 35 Jahre für zukünftige Anlagen (siehe BDEW-Stellungnahme 2025).\r\nSeite 24 von 28\r\n17.\r\nDie aktuelle Gesetzeslage sorgt dafür, dass die EEG-Förderung bei Neuanlagen und neu bezuschlagten Anlagen bereits bei viertelstündlichen negativen Börsenstrompreisen ent-fällt. Das EEG 2023 bietet für Anlagen bis zum Inbetriebnahmejahr 2015 die Möglichkeit, gegen einen Vergütungs-Aufschlag von 0,6 ct/kWh für den verbleibenden Förderzeitraum auf Förder-Zahlungen bei negativen Preisen zu verzichten. Gleiches gilt für jüngere EEG-Anlagen mit einer Leistung unter dem jeweils geltenden Schwellenwert für eine Negative-Preise-Regelung. Um noch mehr Anlagenbetreibern die Möglichkeit zu geben, zur Verrin-gerung der negativen Preiszeiten beizutragen und damit das EEG-Konto zu entlasten, sollten aus Sicht des BDEW daher Möglichkeiten für Anlagen der Inbetriebnahmejahre ab 2016 geschaffen werden, für die bereits eine Negative-Preise-Regelung mit längerem Zeit-bezug gilt. Sie könnten gegen eine moderate Anhebung der EEG-Vergütung in den § 51 bzw. 51a EEG 2023 (n.F.) optieren und auf die Vergütung bei negativen Preisen verzich-ten. Dabei sollte nach Technologien sowie nach Inbetriebnahmejahren differenziert werden. Um die Zeiten negativer Preise wirklich zu verringern, sollten die Betreiber bei negativen Preisen nicht einspeisen dürfen.\r\n18.\r\nDie 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 eine Sanktionierung mit kleinen Beträgen weit unter dem Verwaltungsaufwand. Dies macht sich insbesondere an den Sanktionszah-lungspflichten selbst für Kleinst-Anlagen mit Kleinst-Beträgen von 1,20 Euro/Kalendermo-nat bemerkbar. Außerdem sieht die Regelung Korrekturabrechnungen für die Vergangen-heit vor, weil sich nachträglich die Sanktion geändert hat, ohne dass dies zeitlich limitiert ist. Zu besonders viel unnötigem Aufwand für alle Beteiligten führt die Sanktion bei nicht rechtzeitiger Anmeldung zu einer Veräußerungsform (§ 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023). An de-ren Stelle sollte die alleinige Ablehnung über die Marktkommunikation bei fristgerechter Anmeldung treten. Im Übrigen hat für kleinere Anlagen hier bereits die Einführung der unentgeltlichen Abnahme und die automatische Zuordnung zu dieser Veräußerungsform bei Nichtmeldung zu sinnvollen Lösungen geführt. Entbürokratisiert wird die Regelung durch eine Streichung der nachträglichen Änderung von Sanktionen bzw. Begrenzung auf das jeweils vorangegangene Kalenderjahr. Hier würde eine einheitliche Strafzahlung bei Pflichtverstößen mit einer Abrechnung pro Monat zu einer erheblichen Entlastung führen. Es entstünden geringere Belastungen bei Netzbetreibern durch die Anwendung von § 52 EEG 2023 bei Forderungsermittlung und -durchsetzung. Daher schlägt der BDEW die Streichung von § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 vor.\r\n19.\r\nAufgrund der Anforderungen in § 33 Abs. 4 EEG 2012 müssen Marktintegrationslagen (MIM-Anlagen), also grundsätzlich Aufdach-Solarstromanlagen, die ab 1. April 2012 bis 31.\r\nSeite 25 von 28\r\nDezember 2013 in Betrieb genommen worden sind, eine separate Erzeugungsmessung für die entsprechenden MIM-Module haben. Zudem besteht eine Pflicht zum 10%igen Eigen-verbrauch. Eine Verbesserung wäre die Streichung der Vorgabe einer separaten Erzeu-gungsmessung für entsprechende MIM-Module, um bei Erweiterungen keinen Auf-wuchs mehr mit Messkonzepten in der Kaskade entstehen zu lassen (Generatorzähler wird nach aktuell geltendem EEG nicht mehr benötigt). Damit würde eine vereinfachte Messung (keine Kaskade), eine vereinfachte Abrechnung, eine vereinfachte Anlagener-weiterung und eine Minimierung von Kundenbeschwerden erreicht werden. Zudem schlägt der BDEW die Streichung der gesetzlichen und entsprechend sanktionierten Pflicht eines 10 %-igen Eigenverbrauchs vor. 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 erwartet daher, dass diese Regelungen in der anstehenden EEG-Novelle be-rücksichtigt werden.\r\n20.\r\nDie Ausfallvergütung für Anlagen > 100 kW gemäß § 21 Abs. 1 Nr. 2 EEG kann bis zu ei-ner Dauer von 3 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten, max. aber 6 Kalendermonate pro Kalenderjahr, in Anspruch genommen werden. Die derzeitigen Regelungen zur Di-rektvermarktung zwingen Netzbetreiber zu sehr komplexen und zeitraubenden Prüf- und Umsetzungsprozessen. Insbesondere hervorzuheben sind folgende Punkte: Die nachträg-liche Korrektur der Bilanzkreiszuordnung der Stromeinspeisung einer Anlage in der Direkt-vermarktung, die sich nach der Inbetriebnahme als nicht förderfähig herausstellt, ist in den Marktprozessen nur zeitlich begrenzt vorgesehen und erfordert regelmäßig aufwän-dige Einzelfallklärungen zwischen Netzbetreiber und Direktvermarkter. Bei der Ausfallver-gütung ist die Überwachung der Fristen und Begrenzungen IT-technisch hochkomplex und in der Umsetzung aufwändig und fehleranfällig. Die Frist zur Mitteilung des erstmaligen Einstiegs in eine Veräußerungsform und die zugehörige Zahlung bei Verstoß gegen diese Frist ist nicht praxisgerecht, da die Bilanzkreisanmeldung erst nach Zählereinbau möglich ist, welcher häufig erst kurz vor der Inbetriebnahme der Anlage erfolgt. Die Ausfallvergü-tung sollte sich stattdessen lediglich über eine bestimmte Maximalzahl von aufeinan-derfolgenden Monaten erstrecken, die so zu bemessen ist, dass nach der allgemeinen Erfahrung ein Wiedereinstieg in die verpflichtende Direktvermarktung möglich ist. Rege-lungen zur Präzisierung der Vorgaben für die Ausfallvergütung waren im Regierungsent-wurf des EnWG-Omnibus-Gesetzes bereits vorgesehen, das aber wegen Bruchs der letz-ten Regierungskoalition nicht weiterverfolgt worden ist. Der BDEW schlägt daher vor, dass diese Regelungen in der anstehenden EEG-Novelle berücksichtigt werden.\r\nSeite 26 von 28\r\n21.\r\nDer Netzbetreiber ist gemäß § 36h Abs. 1 i. V. m. § 36j EEG verpflichtet, den anzulegen-den Wert für Windenergieanlagen an Land auf Grundlage des Zuschlagswerts und des Korrekturfaktors des Gütefaktors auf Basis eines vom Anlagenbetreiber vorzulegenden Gutachtens zu berechnen. Der anzulegende Wert muss nach 5, 10 und 15 Jahren über-prüft und ggf. auch rückwirkend angepasst werden. Zu viel oder zu wenig geleistete Zah-lungen oberhalb einer Bagatellgrenze müssen ausgeglichen werden. Rückzahlungsansprü-che des Netzbetreibers müssen verzinst werden. Es ist nicht nachvollziehbar, warum die Berechnung durch den Netzbetreiber erfolgen soll, zumal der Gütefaktor nach § 36h Abs. 3, 4 EEG durch ein vom Anlagenbetreiber zu beauftragendes Gutachten nachgewiesen werden muss. Die Erstellung eines solchen Gutachtens ist für die Validität der Berechnung ausreichend. Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass durch die möglichen Zusatzgebote nach § 36j EEG die Komplexität der Berechnung weiter zunimmt. Im Kontext mit der vor-gesehenen regelmäßigen Überprüfung nach § 36h Abs. 2 EEG entsteht dem Netzbetreiber ein unnötig hoher Zusatzaufwand und das Risiko, den anzulegenden Wert falsch zu be-rechnen. Die Berechnung des anzulegenden Werts sollte daher Bestandteil des Gutach-tens zum Nachweis des Gütefaktors sein. Bezüglich der rückwirkenden Abrechnungskor-rekturen im Zuge der turnusmäßigen Überprüfung sollte zumindest gesetzlich klargestellt werden, dass die ggf. erforderlichen Ausgleichszahlungen nicht als nachträgliche Korrek-turen für die vorangegangenen Kalenderjahre im Sinne von § 20 EnFG zu behandeln sind, sondern als zusätzliche Abrechnung im Jahr der Überprüfung des anzulegenden Werts (d.h. keine Stornierung und Neuabrechnung zurückliegender Abrechnungsjahre). Außerdem sollte auf die Verzinsung von Rückforderungsansprüchen verzichtet werden.\r\n22.\r\nDie Förderung für Solaranlagen des ersten Segments darf gemäß §§ 38, 38h, 39 EEG nur ausgezahlt werden, wenn zusätzlich zum erteilten Ausschreibungszuschlag von der BNetzA eine Zahlungsberechtigung ausgestellt wird. Der Anlagenbetreiber muss bei Ge-botsabgabe für Solaranlagen des zweiten Segments einen Projektsicherungsbeitrag an die BNetzA bezahlen, der nach Zuschlagserteilung von der BNetzA an den zuständigen Über-tragungsnetzbetreiber überwiesen wird. Der Verteilnetzbetreiber muss nach Inbetrieb-nahme der Anlage den Projektsicherungsbeitrag dem Anlagenbetreiber auszahlen und kann sich diesen vom Übertragungsnetzbetreiber erstatten lassen. Hinsichtlich der Zah-lungsberechtigung für Solaranlagen des ersten Segments fordert der BDEW künftig eine abschließende Prüfung der Sachlage durch die BNetzA und nicht durch den Netzbetrei-ber. Dies gilt insbesondere für die Vorlage einer baulichen Anlage, eines Bebauungsplans und eines Moorbodens. Auch das Verfahren für den Projektsicherungsbeitrag für Solaran-lagen im zweiten Segment ist unnötig aufwändig ausgestaltet. Analog zu den bei anderen Ausschreibungssegmenten von den Anlagenbetreibern bei der BNetzA zu hinterlegenden Sicherheitszahlungen sollte die BNetzA auch die Projektsicherungsbeiträge nach\r\nSeite 27 von 28\r\nInbetriebnahme der Anlage wieder unmittelbar dem Anlagenbetreiber erstatten. Hierfür hat der Anlagenbetreiber der BNetzA den Zeitpunkt und den Umfang der Realisierung entsprechend nachzuweisen.\r\n23.\r\nKünftig müssen sich Prosuming-Anwendungen stärker systemdienlich verhalten und be-nötigen dafür die passenden Rahmenbedingungen. Der Betrieb von Hausspeichern darf nicht – wie derzeit – einen Anreiz haben, Strom ohne Dämpfung der Mittagsspitze einzu-speichern. Durch Anreize im Zuge des BNetzA-Festlegungsverfahrens zur Marktintegra-tion von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) könnten auch Speicher nachgerüstet oder im Bestand auf eine systemdienliche Fahrweise umgestellt werden.\r\n24.\r\nAnlagen, die nach 20 Jahren aus der EEG-Förderung fallen, erhalten heute eine Anschluss-förderung in der Höhe des Börsenpreises, reduziert um die Vermarktungskosten der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Die Anschlussvergütung könnte an eine starke Ein-speisebegrenzung zur Mittagszeit gekoppelt werden. Dazu ist die genaue Beschreibung des technischen Konzepts für die Umsetzung der Einspeisebeschränkung erforderlich.\r\n25.\r\nEine Möglichkeit zur Versorgung von gewerblichen Abnehmern mit Grünstrom sind Di-rektlieferungen aus Wind- und PV-Anlagen. Wird die derzeitige Obergrenze durch das Erfordernis des „unmittelbaren räumlichen Zusammenhangs“ im EEG (§ 3 Nr. 16 und § 21b Abs. 4 Nr. 2. a) für EE-Erzeuger und Abnehmer für Direktlieferungen aufgehoben, werden wesentlich mehr Anwendungen möglich, ohne das Netz mit zusätzlichen Strom-mengen aus Erneuerbaren zu belasten.\r\n26.\r\nDerzeit zählt die Schaffung einfacher Vergabe- und Auskunftsprozesse für Netzan-schlüsse zu den zentralen Herausforderungen bei der Transformation unseres Energiesys-tems.\r\n27.\r\nDamit Kostendämpfungspotenziale im Stromnetz gehoben werden können, bedarf es an-gepasster rechtlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen. Der BDEW hat in seinem im Juni 2025 veröffentlichten Papier „Optionen zur Netzkostendämpfung“ dafür eine Reihe an Vorschlägen vorgelegt.\r\n28.\r\nDer BDEW erkennt die Notwendigkeit eines beihilferechtlichen Vorbehalts im EEG an. Al-lerdings sollte dieser aus den Erfahrungen mit der Vergangenheit, gerade hinsichtlich des „Solarpaketes 2024“, künftig so ausgestaltet werden, dass die unter Anwendungsvorbe-halt gestellten EEG-Regelungen nicht auf diejenigen Anlagen angewandt werden, die vor einer entsprechenden beihilferechtlichen Genehmigung in Betrieb genommen werden bzw. an für einen Ausschreibungstermin vor der Genehmigung ein Gebot abgegeben ha-ben. Eine rückwirkende Anwendung entsprechender Regelungen ist speziell im Segment der gesetzlichen Förderung zu vermeiden, weil diese immer einen weiteren\r\nSeite 28 von 28\r\nUmsetzungsaufwand bei den Anschluss-Netzbetreibern nach sich zieht. Die beihilferechtli-chen Genehmigungen verhindern eine entsprechende Rückwirkung normalerweise nicht, weil sie allermeist nicht darstellen, ob sie auch rückwirkend gelten oder erst für Anlagen mit Inbetriebnahme/Gebotstermin ab Genehmigung.\r\nAnsprechpartnerin\r\nDr. Ruth Brand-Schock\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemin-tegration\r\nTelefon: +49 30 300199-1310\r\nE-Mail: ruth.brand-schock@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":"2026-02-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023144","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung der Industrieemissions-Richtlinie in BImSchG, WHG und KrWG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/34/fb/709618/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230012.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":"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.\r\nSie 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\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. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- undSte\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nStellungnahme\r\nzum Gesetzentwurf zur Umsetzung\r\nder novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED)\r\ndurch ein Artikelgesetz und eine\r\nMantelverordnung\r\nGesetzentwurf vom 23. Januar 2026\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nSeite 2 von 23\r\nInhaltsverzeichnis\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Zusammenfassung der Kernforderungen ............................................................ 5\r\n2.1 Kernforderungen zum Artikelgesetz .......................................................................... 5\r\n2.2 Kernforderungen zur Mantelverordnung .................................................................. 6\r\n3 Änderungsvorschläge des BDEW im Einzelnen .................................................... 7\r\n3.1 Änderungsvorschläge zum Artikelgesetz ................................................................... 7\r\n3.1.1 Artikel 1: Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG) ................... 7\r\n3.1.2 Artikel 2: Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) ..................................... 11\r\n3.1.3 Artikel 3: Änderung des Kreislaufwirtschaftsgesetzes (KrWG) ................................ 16\r\n3.1.4 Artikel 5: Änderung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung .......... 17\r\n3.2 Änderungsvorschläge zur Mantelverordnung ......................................................... 18\r\n3.2.1 Artikel 1: Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen (4. BImSchV) ......... 18\r\n3.2.2 Artikel 2: Verordnung über Immissionsschutz- und Störfallbeauftragte (5. BImSchV)\r\n................................................................................................................................. 19\r\n3.2.3 Artikel 3: Verordnung über die Umsetzung von Managementvorgaben und\r\nUmweltleistungswerten in Industrieanlagen (45. BImSchV) ................................... 20\r\n3.2.4 Artikel 5: Verordnung über das Genehmigungsverfahren (9. BImSchV) ................. 22\r\n3.2.5 Artikel 5: Verordnung über Emissionserklärungen (11. BImSchV) .......................... 23\r\nSeite 3 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n1 Einleitung\r\nDie Bundesregierung hat am 23. Januar 2026 den Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) über ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nvorgelegt. Ziel des Verfahrens ist es, die am 4. August 2024 in Kraft getretene Richtlinie (EU)\r\n2024/1785 zur Änderung der Richtlinie 2010/75/EU umzusetzen. Die allgemeine Umsetzungsfrist\r\nfür die Mitgliedstaaten endet am 1. Juli 2026.\r\nDie IED regelt die Zulassung und den Betrieb von großen Industrieanlagen. Mit der überarbeiteten\r\nRichtlinie werden systematisch strengere Genehmigungsauflagen für IED-pflichtige Anlagen\r\neingeführt. Außerdem sollen künftig in Genehmigungen Umweltleistungswerte festgelegt\r\nwerden. In verpflichtenden Umweltmanagementsystemen soll ein stärkerer Fokus auf Ressourceneffizienz,\r\nGewässerschutz sowie Verwendung von nicht-toxischen Chemikalien gelegt\r\nwerden. Als neue Betreiberpflicht tritt die Einführung eines Umweltmanagementsystems\r\nhinzu.\r\nAls Spitzenverband der Energie- und Wasserwirtschaft vertritt der Bundesverband der Energie\r\nund Wasserwirtschaft – BDEW e. V. die Interessen einer Vielzahl von Unternehmen, die\r\nvon der IED betroffene Großfeuerungs- und Abfall(mit)verbrennungsanlagen mit essenzieller\r\nSystemrelevanz für die Strom-, Fernwärme- und Gasversorgung sowie die Abwasserentsorgung\r\nund die Herstellung von Wasserstoff betreiben. Gleichzeitig nimmt der BDEW auch die\r\nInteressen der Wasserwirtschaft wahr.\r\nDer BDEW begrüßt die Absicht der Bundesregierung, die neuen europäischen Regelungen 1:1\r\numzusetzen. Der Koalitionsvertrag der Bundesregierung (KoaV) formuliert hier deutlich:\r\n„Die Industrie-Emissionsrichtlinie und die EU-Luftqualitätsrichtlinie übertragen wir 1:1\r\nund so schlank wie möglich. Wir heben weitere Beschleunigungspotenziale im Bundes-\r\nImmissionsschutzgesetz (BImSchG)“ (Rz 1201)\r\nZudem ist bei der Umsetzung darauf zu achten, dass keine zusätzlichen bürokratischen Anforderungen\r\ngestellt werden bzw. Bürokratie abgebaut wird. Auch hier ist der KoaV eindeutig:\r\n„Bei der Umsetzung von EU-Recht in nationales Recht schließen wir bürokratische Übererfüllung\r\naus“ (Rz 2014)\r\n„Unnötige Belastungen durch die europäische Ebene verhindern wir“ (Rz. 2002)\r\n„Wir werden die Bürokratiekosten für die Wirtschaft um 25 Prozent (rund 16 Milliarden\r\nEuro) reduzieren und den Erfüllungsaufwand für Unternehmen, Bürgerinnen und Bürger\r\nsowie Verwaltung um mindestens zehn Milliarden Euro senken. Unsere Ziele erreichen\r\nwir auch durch Erhöhung von Schwellenwerten, Ausweitung von Ermessensspielräumen,\r\nPauschalierungen, Stichtagsregelungen, Genehmigungsfiktionen,\r\nSeite 4 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nPräklusionsregelungen und Bagatellvorbehalten. Zusätzlich soll ein fachrechtlicher Bürokratierückbau\r\nerfolgen“ (Rz 1945 ff.)\r\nIm Rahmen der zweiten Verbändeanhörungen hat der BDEW eine umfangreiche Stellungnahme\r\nvorgelegt. Vor diesem Hintergrund begrüßt der BDEW ausdrücklich die Änderungen im\r\nGesetzentwurf, die darauf abzielen, die neuen Betreiberpflichten eindeutig auf IED-Anlagen zu\r\nbegrenzen und im Vorgriff auf den EU-Umweltomnibus den durch die neue Umweltmanagement-\r\nVerordnung ausgelösten Verwaltungsaufwand insbesondere im Hinblick auf das Chemikalienmanagement\r\nund die Anfertigung von Transformationsplänen zu verringern. Außerdem\r\nwurde die in Art. 15 (7) IED vorgesehene wichtige Möglichkeit für „Abweichungen im Fall einer\r\nKrise“ nunmehr in das BImSchG, das WHG und das KrWG aufgenommen.\r\nAllerdings verbleibt aus Sicht des BDEW immer noch erheblicher Anpassungsbedarf, insbesondere\r\nbei den neuen wasserrechtlichen Bestimmungen, um Genehmigungsverfahren zu\r\nbeschleunigen und eine schlanke bürokratiearme Umsetzung der IED zu erreichen, um so\r\nden Erfüllungsaufwand für Betreiber und Behörden weiter zu verringern und nicht auszuweiten.\r\nIm Folgenden werden Änderungswünsche und Verbesserungsvorschläge des BDEW dargelegt.\r\nSeite 5 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n2 Zusammenfassung der Kernforderungen\r\n2.1 Kernforderungen zum Artikelgesetz\r\n› Allgemein: Die neuen Vorgaben der IED sind – wie im Koalitionsvertrag der neuen Bundesregierung\r\nvorgesehen - 1:1 umzusetzen. Insbesondere ist die Umsetzung der sich aus der\r\nnovellierten IED ergebenen neuen Betreiberpflichten im Sinne einer 1:1-Umsetzung durchgängig\r\nauf IED-Anlagen zu beschränken. Es sollten alle Möglichkeiten zur Verringerung des\r\nVerwaltungsaufwandes für Behörden und Betreiber genutzt werden.\r\nDie Ausnahmetatbestände nach Art. 15 (5) IED (Emissionsgrenzwerte) und Art. 15 (6) IED\r\n(Umweltleistungswerte) sollten vor dem Hintergrund der neuartigen Anforderungen an die\r\nFestlegung von Emissionsgrenzwerten und verbindlicher Spannen für die Umweltleistung\r\nvollständig in BImSchG, WHG und KrWG umgesetzt werden. Die Zulassung von Ausnahmen\r\naufgrund des geographischen Standorts und lokaler Umweltbedingungen sollte insbesondere\r\nfür bestehende Anlagen unbedingt im Rahmen von Rechtsverordnungen, Verwaltungsvorschriften\r\nund Genehmigungsauflagen eingeräumt werden.\r\n› BImSchG: Im Gesetzeszweck (§ 1) sollte das für alle genehmigungsbedürftigen Anlagen neu\r\neingeführte Wort „kontinuierlich“ gestrichen werden. Das Prinzip der kontinuierlichen Verbesserung\r\nwird üblicherweise durch die Einführung eines Umweltmanagementsystems\r\n(UMS) konkretisiert. Die Pflicht zur Einführung wird allerdings nur für Anlagen unter der Industrieemissionsrichtlinie\r\ngefordert.\r\nDer im Rechtstext neu eingeführte Begriff „Umweltleistungsgrenzwert“ sollte in Abgrenzung\r\nzu den Begriffen „Orientierungswert für die Umweltleistung“ und „Umweltleistungsvergleichswert“)\r\nin den Begriffsbestimmungen definiert werden.\r\n› WHG: Die Änderung des WHG sollte zum Anlass genommen werden, eine Verfahrenserleichterung\r\nfür einfache wasserrechtliche Nutzungsänderungen einzuführen. Die Erlaubnispflicht\r\nsollte für geringfügige Änderungen, bei denen keine stoff- oder güterelevanten Auswirkungen\r\nauf die Wasser- bzw. Abwasserqualität zu befürchten sind, durch eine Anzeigemöglichkeit\r\nanalog § 15 BImSchG erfüllt werden dürfen.\r\nDie Möglichkeit der Freistellung von der Genehmigungspflicht im Falle einer vertraglichen\r\nRegelung zwischen dem Betreiber der Abwasseranlage und dem Einleiter, sollte auch für\r\nöffentliche Abwasseranlagen grundsätzlich bei Einvernehmen ermöglicht werden.\r\nIn den Begriffsbestimmungen ist eine „BVT-konforme“ Definition für eine „vorhandene Abwassereinleitung“\r\nin Abgrenzung zu einer neuen Einleitung zu ergänzen.\r\nSeite 6 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› UVPG: Für Windfarmen sollte zur Verringerung des Verwaltungsaufwandes die Schwelle\r\nzur allgemeinen Vorprüfung von derzeit 6 auf 10 Anlagen angehoben werden.\r\n2.2 Kernforderungen zur Mantelverordnung\r\n› 4. BImSchV: Zur Verringerung des Verwaltungsaufwandes sollte eine Wahlmöglichkeit eingeführt\r\nwerden, dass der Vorhabenträger die Durchführung eines immissionsschutzrechtlichen\r\nGenehmigungsverfahrens beantragen kann, wenn nur die Nebeneinrichtung einer Anlage\r\neinem (vereinfachten) BImSchG-Tatbestand unterliegt.\r\nDie Genehmigungsbedürftigkeit sollte sich für Windenergieanlagen auch auf die „dazugehörigen\r\nNebenanlagen“ gemäß § 3 Nr. 15a EEG erstrecken.\r\n› 5. BImSchV: Die Pflicht zur Bestellung eines Immissionsschutzbeauftragten sollte für Großfeuerungsanlagen\r\ndurch eine Anhebung der maßgeblichen Schwellenwerte für die Feuerungswärmeleistung\r\neingeschränkt werden.\r\n› 45. BImSchV: Die Anforderungen an das Umweltmanagementsystem sind mit einem besonderen\r\nBlick auf eine bürokratiearme Umsetzung unter Vermeiden von Doppelaufwand\r\nund Berücksichtigung bestehender Strukturen umzusetzen.\r\nDie behördlich festzulegenden Anforderungen bezüglich der Umweltleistungsgrenzwerte\r\nsollten nicht in der 45. BImSchV, sondern in den einschlägigen branchenspezifischen Verordnungen\r\nund Verwaltungsvorschriften geregelt werden.\r\n› 9. BImSchV: Es sollten Vorschläge zur Verfahrenserleichterung oder Verringerung des Verwaltungsaufwandes\r\naufgenommen werden (z. B. durch digitale Auslegung der Unterlagen).\r\nEs sollte in das Ermessen der Behörde gestellt sein, welche Unterlagen vom Betreiber zur\r\nBegründung einer Ausnahme vorzulegen sind.\r\n› 11. BImSchV: Die Verordnung über Emissionserklärungen sollte zur Reduzierung des Verwaltungsaufwandes\r\naufgehoben werden.\r\nSeite 7 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n3 Änderungsvorschläge des BDEW im Einzelnen\r\n3.1 Änderungsvorschläge zum Artikelgesetz\r\n3.1.1 Artikel 1: Änderung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchG)\r\n› Zu Nr. 2: § 1 BImSchG-E (Gesetzeszweck)\r\nIn § 1 Absatz 2 Satz 2 ist das neu eingeführte Wort „kontinuierlich“ zu streichen. Das Prinzip\r\nder kontinuierlichen Verbesserung wird üblicherweise durch die Einführung eines Umweltmanagementsystems\r\n(UMS) konkretisiert. Die Pflicht zur Einführung wird allerdings nur für Anlagen\r\nunter der Industrieemissionsrichtlinie gefordert.\r\nDie Ausweitung dieses Managementkonzepts auf alle genehmigungsbedürftigen Anlagen stellt\r\neine wesentliche Abweichung von der 1:1-Umsetzung dar und kann zu einem erheblich höheren\r\nVerwaltungsaufwand sowie Verunsicherung und Überforderung von Behörden und Anlagenbetreibern\r\nführen.\r\n› Zu Nr. 3 h): § 3 BImSchG-E (Begriffsbestimmungen zur Umweltleistung)\r\nDer im Rechtstext neu eingeführte Begriff „Umweltleistungsgrenzwert“ sollte in Abgrenzung\r\nzu den Begriffen nach Abs. 6i („Orientierungswert für die Umweltleistung“) und Abs. 6j („Umweltleistungsvergleichswert“)\r\nin den Begriffsbestimmungen definiert werden. Dabei ist in der\r\nBegriffsdefinition oder zumindest in der Gesetzesbegründung klarzustellen, dass die Grenzwerte\r\nnur für den Betrieb unter normalen Betriebsbedingungen gelten und sich aus Gründen\r\nder Verhältnismäßigkeit am weniger strengen Ende der Spanne von Umweltleistungswerten\r\norientieren. Die Anforderung der IED ist, dass die (verbindlichen) Spannen oder Umweltleistungsgrenzwerte\r\neingehalten werden. Eine 1:1-Umsetzung bedeutet daher, dass nur der\r\nobere Rand einer Spanne als Grenzwert vorgegeben sein darf. Dies sollte dem Verordnungsgeber\r\nbzw. bei Verwaltungsvorschriften ausdrücklich gesetzlich auferlegt werden.\r\n› Zu Nr. 9: § 10 BImSchG-E (Genehmigungsverfahren)\r\nArt. 24 Abs. 2 Buchstabe a IED sollte so ins deutsche Recht umgesetzt werden, dass sich eine\r\nVeröffentlichungspflicht nur auf ausdrücklich von der Behörde konsolidierte Genehmigungsauflagen\r\nbeziehen darf und dies auch nur auf solche, die den Regelungsgegenstand der IED\r\nbetreffen.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 8 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nEs sollten folgende Änderung in § 10 vorgenommen werden:\r\n In § 10 Abs. 1 sollte zur Verfahrensbeschleunigung ergänzt werden, dass die Prüfung\r\nder nachgereichten Unterlagen unverzüglich geschehen muss und Teilprüfungen zur\r\nVerfahrensbeschleunigung ausdrücklich zugelassen sind.\r\n In § 10 Abs. 3 Satz 5 sollte das Wort „soweit“ durch ein „wenn“ ersetzt werden, um\r\nklarzustellen, dass sich der Widerspruch auf den gesamten Antrag bezieht (wie in der\r\nzugrunde liegenden damaligen PlanSiG-Regelung).\r\n Für ein elektronisches Verfahren von Anfang bis Ende muss aus Sicht des BDEW auch\r\nnoch § 10 Abs. 7 angepasst werden. Dort ist aktuell noch geregelt, dass der Genehmigungsbescheid\r\n„schriftlich“ zu erlassen ist, damit scheiden andere Formen der Erteilung\r\ndes Verwaltungsakts aus, d. h. auch die digitale Erteilung. Hier sollte „schriftlich\r\noder elektronisch“ stehen. In der Praxis scheitert die rein digitale Antragsbearbeitung\r\nzudem noch daran, dass die Behörden für die Erteilung des Bescheids eine schriftliche\r\nFassung der Antragsunterlagen zur Stempelung als genehmigt anfordern, da die Antragsunterlagen\r\nBestandteil der Genehmigung sind. Für den Fall der elektronischen Bescheiderteilung\r\nsollte klargestellt werden, dass es weder für den Erlass des Bescheids\r\nnoch für seine öffentliche Bekanntmachung erforderlich ist, die Antragsunterlagen mit\r\neinem Äquivalent zur bei Papierfassungen üblichen Stempelung zu versehen. Eine\r\nmögliche Formulierung eines neuen Satzes 2 in § 10 Abs. 7 könnte lauten:\r\n„Wird der Genehmigungsbescheid elektronisch erteilt, sind die Antragsunterlagen in\r\nder letztmalig bei der Genehmigungsbehörde ergänzten Fassung als dem Bescheid\r\nzugrundeliegend anzusehen, ohne dass es einer besonderen elektronischen Kennzeichnung\r\nbedürfte.“\r\n Der BDEW weist darauf hin, dass Kraftwerke Teil der kritischen Infrastruktur sind und\r\ndaher den KRITIS-Regelungen unterfallen. Insbesondere die (in Deutschland nach wie\r\nvor nicht umgesetzte) CER-RL fordert eine Resilienz der Anlagen gegen physische Angriffe.\r\nIn Genehmigungsverfahren für solche für die Versorgungssicherheit relevanten\r\nAnlagen (gerade als Back-Up Kraftwerke) muss daher die Möglichkeit bestehen, dass\r\ndie Details der Antragsunterlagen nicht weltweit elektronisch verfügbar und auswertbar\r\nsind. Dies betrifft den gesamten (technischen) Antrag, eine Abgrenzung bestimmter\r\nTeile der Antragsunterlagen, welche für Sicherheitsbelange relevant sind / sein\r\nkönnten, ist dabei kaum möglich.\r\n Es sollte folgende Angleichung des § 10 Abs. 8 an die Anforderungen des § 10 Abs. 8a\r\nerfolgen, da keine höheren Anforderungen an die Bekanntmachung der Bescheide von\r\nVorhaben, die nicht der IED unterfallen, gestellt werden sollten:\r\nSeite 9 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n„(8) Die Zustellung des Genehmigungsbescheids an die Personen, die Einwendungen erhoben\r\nhaben, kann durch öffentliche Bekanntmachung ersetzt werden. Die öffentliche\r\nBekanntmachung wird dadurch bewirkt, dass der verfügende Teil des Bescheides mit\r\nAusnahme in Bezug genommener Antragsunterlagen und die Rechtsbehelfsbelehrung\r\nin entsprechender Anwendung des Absatzes 3 Satz 1 bekannt gemacht werden (…)“\r\n› Zu Nr. 11: § 12a BImSchG-E (Nebenbestimmungen zur Genehmigung)\r\nDer Gesetzentwurf verzichtet im Hinblick auf abweichende Emissionsanforderungen und Umweltleistungsgrenzwerte\r\nweiterhin auf die vollständige Umsetzung des europarechtlichen Tatbestandes\r\nnach Art. 15 (5) Unterabsatz 1 Buchstabe a (Emissionsgrenzwerte) bzw. Art. 15 (6)\r\nUnterabsatz 1 Buchstabe a (Umweltleistungswerte) bei der Zulassung von Ausnahmen.\r\nVor dem Hintergrund der neuartigen Anforderungen an die Festlegung von Emissionsgrenzwerten\r\nund verbindlicher Spannen für die Umweltleistung sollte in Absatz 2 Nr. 1 und 2 deshalb\r\ndie Zulassung von Ausnahmen nicht nur aufgrund „technischer Merkmale“ der Anlage,\r\nsondern auch aufgrund des „geographischen Standorts und lokaler Umweltbedingungen“ insbesondere\r\nfür bestehende Anlagen unbedingt im Rahmen von Rechtsverordnungen, Verwaltungsvorschriften\r\nund Genehmigungsauflagen eingeräumt werden.\r\n› Zu Nr. 18: § 29c BImSchG-E (Überwachung der Immissionskonzentration bei IED-Anlagen)\r\nAbsatz 1 dient der Umsetzung des Artikels 18 Absatz 2 und 3 der Industrieemissions-Richtlinie\r\nund enthält neben luftspezifischen Regelungen auch Regelungen zur Sicherstellung der Einhaltung\r\neiner Umweltqualitätsnorm nach § 2 Nummer 3 der Oberflächengewässerverordnung.\r\nDiese Regelungen überlappen mit § 61d WHG-E, der ebenfalls Regelungen hinsichtlich strengerer\r\nEmissionsgrenzwerte zwecks Einhaltung von Umweltqualitätsnormen nach Artikel 18\r\nIED enthält. Der neue § 61d entspricht insoweit der vorgesehenen Neuregelung in § 29c BIm-\r\nSchG in Bezug auf den Schutz von Oberflächengewässern.\r\nUm Doppelregulierung zu vermeiden und die Umsetzung zu erleichtern, sollten die Regelungen\r\nnach Absatz 1 und 2 bezüglich der Einhaltung von Umweltqualitätsnormen für Oberflächengewässer\r\neinheitlich und ausschließlich im Wasserrecht geregelt werden. Die Beurteilung\r\nder Sachverhalte sollte kompetenzrechtlich nicht durch die BImSchG-Behörde, sondern durch\r\ndie Wasserbehörde erfolgen.\r\nSeite 10 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nDarüber hinaus schlägt der BDEW vor, den Ausdruck\r\n„quantifizierbare oder messbare Auswirkungen auf die Umwelt“ durch\r\n„mehr als nur unerhebliche Auswirkungen auf die Umwelt“ zu ersetzen.\r\n› Zu Nr. 30: § 52a BImSchG-E (Überwachung von IED-Anlagen)\r\nDer Gesetzentwurf geht bei einer Aktualisierung einer Genehmigung aufgrund neuer BVTSchlussfolgerungen\r\nderzeit von zwei verfahrensrechtlichen Möglichkeiten aus:\r\n1. einer Änderungsgenehmigung und/oder\r\n2. einer nachträglichen Anordnung.\r\nEs gibt aber noch einen dritten Weg, der insbesondere im Fall von beantragten Ausnahmen\r\n(bspw. innerhalb oder außerhalb der Bandbreiten) relevant sein wird und auch bisher in der\r\nPraxis angewendet wird (vor allem auch bei Rechtsverordnungen, deren Grenzwerte unmittelbar\r\nvollziehend sind):\r\n3. der proaktive Antrag des Vorhabenträgers auf Ausnahme und Feststellung der\r\nneuen geltenden Grenzwerte.\r\nDer Gesetzgeber sollte diese Möglichkeit ausdrücklich anerkennen und die verfahrensrechtlichen\r\nRegelungen für einen solchen beantragten Bescheid regeln (bzw. die bestehenden Regelungen\r\nfür entsprechend anwendbar erklären).\r\n› Zu Nr. 33: § 58e BImSchG-E (Pflicht zur Umsetzung eines Umweltmanagementsystems\r\nfür IED-Anlagen)\r\nDie Verordnungsermächtigung für die Rechtsverordnung bedarf der näheren Konkretisierung.\r\nInsbesondere sind die in Art. 14a Abs. 3 enthaltenen Erwägungen zur Verhältnismäßigkeit in\r\ndie Ermächtigung nach Absatz 2 aufzunehmen. Darüber hinaus bedarf es der Klarstellung, ob\r\nsich die in Absatz 3 enthaltenen Regelungen an den Betreiber, den Zertifizierer oder die zuständige\r\nBehörde richten.\r\nSeite 11 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu Nr. 37: § 65 BImSchG-E (Schadensersatz)\r\nDer neu eingeführte § 65 zielt darauf ab, eine Sonderverjährungsregelung zur Umsetzung des\r\nArt. 79a Abs. 3 IED einzuführen. Der BDEW bezweifelt, dass vor dem Hintergrund der bereits\r\nsehr weitreichenden bestehenden Ansprüche nach dem Umwelthaftungsgesetz und dem Bürgerlichen\r\nGesetzbuch ein wesentlicher Umsetzungsbedarf im BImSchG besteht. Der Vorschlag\r\nführt weder zu mehr Rechtssicherheit und Rechtsklarheit noch im Ergebnis zu einer längeren\r\nVerjährungsfrist als derzeit etabliert. § 65 erscheint entbehrlich und sollte gestrichen werden.\r\n› Zu Nr. 43 b) BImSchG-E: Anlage 1 (Kriterien zur Bestimmung des Standes der Technik)\r\nIn Anlage 1 Nr. 2 wird eine neue Unterkategorie gefährlicher Stoffe eingeführt. Der Begriff\r\n„besonders besorgniserregender Stoffe“ bedarf als noch unbestimmter Rechtsbegriff der näheren\r\nKonkretisierung in den Begriffsbestimmungen oder im Rahmen der Gesetzesbegründung.\r\n3.1.2 Artikel 2: Änderung des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG)\r\n› Zu Nr. 2: § 3 Nr. 11 WHG-E (Stand der Technik)\r\nUm eine Verunsicherung und einen unverhältnismäßigen Verwaltungsaufwand für Nicht-IEDAnlagen\r\nzu vermeiden, sollte im Sinne einer 1:1-Umsetzung der IED der Zusatz „einschließlich\r\nder menschlichen Gesundheit und des Klimas“ nur auf Abwässer und Anlagen im Anwendungsbereich\r\nnach § 61a Anwendung finden. Der Zusatz ist entsprechend auf solche Fälle einzuschränken\r\noder als ergänzende Konkretisierung des Standes der Technik für die Behandlung\r\nvon IED-Abwässern in § 61b aufzunehmen.\r\n› Zu Nr. 5: § 57 WHG-E (Einleiten von Abwasser in Gewässer)\r\nDer BDEW unterstützt das in Art. 14 (1) Buchstabe b IED und § 57 WHG-E zum Ausdruck gebrachte\r\nAnliegen, den Schutz von Trinkwassereinzugsgebieten durch angemessene Auflagen\r\nin den Erlaubnissen zu gewährleisten. Hierbei sind für IED-Abwässer die in den einschlägigen\r\nBVT-Schlussfolgerungen genannten Maßnahmen zum Trinkwasserschutz zu prüfen. Für die\r\nwirksame und maßgeschneiderte Festlegung von Auflagen ist eine frühzeitige Beteiligung der\r\ndirekt betroffenen Wasserversorger bei Neu- und wesentlichen Änderungsverfahren von Industrieanlagen\r\nin Trinkwassergewinnungsgebieten sowie ein effizienter Informationsaustausch\r\nzwischen Vollzugsbehörden und Wasserversorgern über für die Trinkwasserressourcen\r\nrelevante Emissionen erforderlich, aber ohne die Verfahren zu verzögern.\r\nSeite 12 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nDarüber hinaus hat die zuständige Behörde gemäß Art. 7 IED im Falle einer Umweltverschmutzung,\r\ndie sich auf die Trinkwasserressourcen, einschließlich der grenzüberschreitenden Ressourcen,\r\noder im Falle einer indirekten Einleitung auf die Abwasserinfrastruktur auswirkt, die\r\nbetroffenen Betreiber von Trinkwasser- und Abwasseranlagen über die Maßnahmen, die getroffen\r\nwurden, um durch diese Verschmutzung verursachte Schäden für die menschliche Gesundheit\r\nund die Umwelt zu vermeiden oder zu beheben, zu unterrichten.\r\n› Zu Nr. 7: § 59 WHG-E (Indirekteinleiter)\r\nDie im geltenden § 59 Abs. 2 vorgesehene Möglichkeit der Freistellung von der Genehmigungspflicht\r\nim Falle einer vertraglichen Regelung zwischen Betreiber der Abwasseranlage\r\nund dem Einleiter, sollte grundsätzlich auch für öffentliche Anlagen für den Einzelfall ermöglicht\r\nwerden, sofern dies von beiden Akteuren einvernehmlich gewünscht ist. Hierdurch kann\r\nder administrative Aufwand für Betreiber, Indirekteinleiter und Behörden in geeigneten Fallkonstellationen\r\nverringert werden.\r\nBei der Freistellung handelt es sich um eine „behördliche Vorkontrolle“ für Indirekteinleitungen.\r\nDer Freistellungsbescheid darf nur erteilt werden, wenn nach Auffassung der zuständigen\r\nBehörde durch die vertraglichen Regelungen ausreichend sichergestellt ist, dass die materiellen\r\nAnforderungen an die Indirekteinleitung eingehalten werden. Die nicht auszuschließenden\r\nRisiken (einschließlich Sanktionen) einer Zulassung von Indirekteinleitungen, im Hinblick auf\r\ndie sodann durch den öffentlichen Abwasserentsorger einzuhaltenden wasserrechtlichen Einleiterlaubnisse,\r\ndürfen nicht überwiegend allein auf diesen und damit auf die Allgemeinheit\r\nverlagert werden. Hierbei ist zu beachten, dass es im Falle von nachträglichen Änderungen der\r\nvertraglichen Regelungen, die sich auf die Einhaltung der Anforderungen auswirken können,\r\neiner erneuten Freistellung bedarf.\r\n§ 59 Absatz 2 sollte in analoger Weise in § 58 übernommen werden, um die alternative vertragliche\r\nRegelung mit privaten auch mit öffentlichen Betreibern zu ermöglichen. Die Ausgestaltung\r\nder Indirekteinleitung sollte weitgehend dem Satzungsrecht und der direkten Einigung\r\nzwischen Abwasseranlagenbetreiber und Indirekteinleiter überlassen werden. Die Vollzugsbehörde\r\nsollte sich darauf beschränken können, die Freistellungsbescheide zu erteilen\r\nbzw. zu erneuern und die Direkteinleitung zu regeln und zu überwachen.\r\nAls Folgeänderung ist in § 61g der Verweis auf § 59 um einen analogen Verweis auf § 58 zu ergänzen.\r\nSeite 13 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu Nr. 9: Unterabschnitt 2 WHG-E (Beseitigung von Abwasser aus IED-Anlagen)\r\nDer neu eingeführte Unterabschnitt 2 dient der Umsetzung der Anforderungen der IED an die\r\nEntsorgung von Abwasser. Die neu eingeführten Paragraphen sind unübersichtlich und an vielen\r\nStellen schwer zu lesen, auch aufgrund der vielen Querverweise und Verästelungen. Der\r\nBDEW empfiehlt, den entsprechenden Unterabschnitt noch einmal umfänglich zu überarbeiten,\r\num Lesbarkeit und rechtssicheren Vollzug zu erhöhen und die Komplexität für die Betreiber\r\nzu reduzieren.\r\n› Zu Nr. 9: § 61b RefE WHG (Begriffsbestimmungen)\r\nIn den Begriffsbestimmungen ist unbedingt eine „BVT-konforme“ Definition für eine „vorhandene\r\nAbwassereinleitung“ in Abgrenzung zu einer neuen Einleitung zu ergänzen.\r\nDie Definition wird für §§ 61c und 61e benötigt, um eine sachgerechte Umsetzung innerhalb\r\nvon vier Jahren nach Veröffentlichung von BVT-Schlussfolgerungen zur Haupttätigkeit für die\r\nim Sinne der BVT-Schlussfolgerung „bestehende Anlagen“ sicherzustellen.\r\nEine bestehende Anlage im Sinne der BVT-Merkblätter ist hierbei jede Anlage, bei der es sich\r\nnicht um eine neue Anlage handelt. Eine neue Anlage ist eine Anlage, die nach Veröffentlichung\r\nvon BVT-Schlussfolgerungen zur Haupttätigkeit erstmals genehmigt wird, oder eine\r\nnach Veröffentlichung dieser BVT-Schlussfolgerungen auf dem bestehenden Fundament einer\r\nalten Anlage gänzlich neu errichtete Anlage. Diese anlagenbezogenen Begrifflichkeiten sind für\r\nvorhandene und neue Abwassereinleitungen entsprechend anzuwenden.\r\n§ 61c Abs. 5 und § 61g Abs. 5 regeln die Umsetzung emissionsbezogener Anforderungen aus\r\nneuen BVT-Schlussfolgerungen für vorhandene Abwassereinleitungen. Hierbei muss zwischen\r\nden Fallkonstellationen „neue Einleitungen“ (Abs. 2) versus „vorhandene Einleitungen“\r\n(Abs. 5) klarer unterschieden werden. Eine angemessene Umsetzungsfrist ist nicht nur für Abwassereinleitungen\r\naus bereits in Betrieb befindlichen Anlagen, sondern auch für vor Veröffentlichung\r\nder BVT-Schlussfolgerungen zur Haupttätigkeit genehmigte oder im Bau befindliche,\r\naber noch nicht in Betrieb gesetzte Anlagen erforderlich.\r\n› Zu Nr. 9: § 61c WHG-E (Abweichende Emissionsanforderungen)\r\nDer WHG-E verzichtet in Abs. 3 Satz 1 und Abs. 5 Satz 3 im Hinblick auf abweichende Emissionsanforderungen\r\nund Fristen auf die Umsetzung des europarechtlichen Tatbestandes nach\r\nArt. 15 (5) Unterabsatz 1 Buchstabe a IED (geografischer Standort und lokale Umweltbedingungen\r\nder betreffenden Anlage) bei der Zulassung von Ausnahmen.\r\nSeite 14 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nVor dem Hintergrund der zunehmend strengeren Anforderungen an die Festlegung von Emissionsbegrenzungen\r\nnach Art. 15 (3) IED sollte die Zulassung von Ausnahmen von den Emissionsanforderungen\r\nnicht nur aufgrund technischer Merkmale der Anlage, sondern auch aufgrund\r\ndes geographischen Standorts und der lokalen Umweltbedingungen insbesondere für\r\nbestehende Anlagen unbedingt eingeräumt werden.\r\nEine Relevanz könnte beispielsweise für Fälle mit hoher Hintergrundbelastung des Rohwassers\r\n(Vorbelastung) gegeben sein, bei denen bestimmte Emissionsgrenzwerte, die sich an den unteren\r\nBandbreiten orientieren, nicht mit einem verhältnismäßigen Aufwand eingehalten werden\r\nkönnen.\r\n› Zu Nr. 9: § 61d WHG-E (Überwachung in aufnehmende Oberflächengewässer)\r\nIn dem neuen § 61 d Abs. 2 wird der Fall geregelt, dass zur Sicherstellung der Einhaltung der\r\nBewirtschaftungsziele nach § 27 Emissionsgrenzwerte unterhalb der in den BVT-Schlussfolgerungen\r\ngenannten Emissionsbandbreiten festgelegt werden. Steht auf Grundlage der Bewertung\r\nder zuständigen Behörde fest, dass die Einleitung quantifizierbare oder messbare Auswirkungen\r\nauf die Umwelt hat, ist in der Erlaubnis sicherzustellen, dass die Konzentration der betreffenden\r\nSchadstoffe im aufnehmenden Oberflächengewässer überwacht wird.\r\nDie Überwachung des Oberflächengewässers sollte durch die Behörde erfolgen und die Kosten\r\nfür diese Überwachung sollten nicht auf den Betreiber abgewälzt werden, da dieser nicht für\r\ndie Einhaltung der behördliche Bewirtschaftungsziele verantwortlich gemacht werden sollte.\r\n› Zu Nr. 9: § 61e (Tiefgreifende industrielle Transformation)\r\nDie in Absatz 1 Nr. 3 vorgesehene jährliche Berichtspflicht sollte zur Verringerung des Verwaltungsaufwandes\r\nnicht allgemein, sondern nur einmalig und nachfolgend bei grundlegenden\r\nNeuerungen bzw. Änderungen im Rahmen der geplanten Transformation gefordert werden.\r\nBei einer Transformation innerhalb der 8-Jahresfrist ist nicht davon auszugehen, dass sich die\r\nUmstände kurzfristig ändern.\r\n› Zu Nr. 9: § 61f (Ausnahmen im Krisenfall)\r\nFür eine effektive Anwendung der Regelung sollte in Absatz 1 Satz 1 neben der Abweichung\r\nvon der Rechtsverordnung auch gleichermaßen die Abweichung von durch die Behörde festgelegten\r\nGrenzwerten (gemäß § 61 c und g) ermöglicht werden.\r\nSeite 15 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu Nr. 9: § 61g WHG-E (Zusätzliche Anforderungen an Indirekteinleitungen)\r\nIn § 61h wird nur unzureichend auf die bestehende Systematik der Anhänge der AbwV eingegangen,\r\ndie zwischen Anforderungen an die Einleitungsstelle in das Gewässer (Teile C), den\r\nOrt vor Vermischung und den Ort des Anfalls (Teile D und E) unterscheiden. Nur zu letzteren\r\nbeiden Teilen aller bestehenden Anhänge wären in § 61g Anforderungen zu formulieren. Die\r\nAnforderungen an das Abwasser für die Einleitungsstelle in das Gewässer sind nicht für die Indirekteinleitung\r\nanzuwenden.\r\nAußerdem sollte in § 61g ein Verweis auf den nachfolgenden § 61h aufgenommen werden,\r\ndass bei der Festsetzung der Anforderungen für die Indirekteinleitung die Reinigungsleistung\r\nnachfolgender Abwasserbehandlungsanlagen zu berücksichtigen ist.\r\n› Zu Nr. 9: § 61h (Zusätzliche Anforderungen an Indirekteinleitungen im Hinblick auf nachgeschaltete\r\nAbwasserbehandlungsanlagen)\r\nDer § 61 h ist missverständlich mit „zusätzlichen“ Anforderungen an die Indirekteinleitung tituliert.\r\nDas Wort „zusätzlich“ sollte durch das Wort „abweichende“ ersetzt werden.\r\nDie in § 61h eingeführte Regelung betrifft nicht nur Einzelfälle. Es wird bei der überwiegenden\r\nMehrzahl von Indirekteinleitungen die Regel sein, dass die Kläranlage die Reinigung der belasteten\r\nAbwässer übernimmt. Vor allem vor dem Hintergrund der vorgesehenen Nachrüstung\r\nder Kläranlagen mit einer vierten Reinigungsstufe wäre es volkswirtschaftlich nicht verhältnismäßig,\r\nbereits bei jedem einzelnen Indirekteinleiter die gleichen Anforderungen wie bei einer\r\nDirekteinleitung anzusetzen und damit dafür zu sorgen, dass eine Vielzahl kleiner Vorbehandlungsanlagen\r\nerrichtet werden, die nicht annähernd die Reinigungsleistung großer Anlagen erzielen.\r\nDies würde auch die Vorgaben zur Ressourceneffizienz konterkarieren.\r\nDie Behörde wird im Regelfall die Genehmigung erteilen, wenn die aufnehmende Kläranlage\r\ndie Anforderungen nach Nr. 1 bis 4 erfüllt. Demzufolge sollte in Satz 1 das Wort \"darf\" durch\r\n\"soll\" ersetzt werden.\r\nDie Aufgabe zur Schadstoffreduzierung aus IED-Anlagen kann allerdings nicht in allen Fällen\r\nauf die öffentlichen Abwasserentsorger verlagert werden. Es muss dabei auch der Aspekt der\r\nverursachungsgerechten Lastenverteilung sowie der Refinanzierung und der damit einhergehende\r\nUmlage der Kosten im Einzelfall berücksichtigt werden, die ggf. die Kunden der öffentlichen\r\nAbwasserentsorgung betreffen würden. Die Möglichkeit zur angemessenen Beteiligung\r\nder Indirekteinleiter an der Schadstoffreduzierung vor der Einleitung in das öffentliche Netz\r\noder zumindest an deren Kosten, unter Berücksichtigung der genannten finanziellen Gesichtspunkte\r\nund der technischen Leistungsfähigkeit der öffentlichen Abwasseranlagen sowie der\r\nSeite 16 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nörtlichen Verhältnisse muss im Rahmen der Prüfung der Anforderungen nach Nr. 1 bis 4 berücksichtigt\r\nwerden. Diese Möglichkeit besteht schon heute insbesondere in Form der satzungsrechtlich\r\nmöglichen Erhebung von Erschwernisbeiträgen.\r\n› Zu Nr. 14: Anlage 1 WHG-E (Kriterien zur Bestimmung des Standes der Technik)\r\nIn Anlage 1 Nr. 2 wird eine neue Unterkategorie gefährlicher Stoffe eingeführt. Die neu eingeführte\r\nBegrifflichkeit der „besonders besorgniserregenden Stoffe“ sollte möglichst ganz entfallen,\r\num nicht weitere „Stoffkategorien“ zu erschaffen oder bedarf als noch unbestimmter\r\nRechtsbegriff der näheren Konkretisierung in den Begriffsbestimmungen oder im Rahmen der\r\nGesetzesbegründung.\r\n› Zu § 8 RefE WHG (Erlaubnispflicht bei geringfügigen Änderungen)\r\nDie Änderung des WHG sollte zum Anlass genommen werden, eine Verfahrenserleichterung\r\nfür einfache wasserrechtliche Nutzungsänderungen wie Nutzungszweck, Koordinaten Einleitung,\r\nneue Abwasserströme ohne Änderung von Abwassermenge und -beschaffenheit einzuführen.\r\nAls weitere Beispiele, bei denen der Bedarf für eine neue bzw. geänderte wasserrechtliche\r\nErlaubnis den Bau von Anlagen erheblich verzögern kann, können nicht wesentliche\r\nBohrpfahlverschiebungen bei der Tiefengründung von Anlagen oder kleinere Veränderungen\r\nbei der Wasserhaltung in Baugruben aufgeführt werden. Für diese einfachen Sachverhalte\r\nmüssen derzeit im Regelfall aufwändige und zeitlich nicht begrenzte Erlaubnisverfahren durchgeführt\r\nwerden.\r\nFür im Ermessen der Behörde geringfügige Änderungen sollte die Erlaubnispflicht durch eine\r\nAnzeigemöglichkeit analog § 15 BImSchG mit einer befristeten Reaktionszeit für die Behörde\r\n(beispielsweise von 3 Monaten) erfüllt werden dürfen, wenn durch die Änderungen keine\r\nstoff- oder güterelevanten Auswirkungen auf die Wasser- bzw. Abwasserqualität zu befürchten\r\nsind.\r\n3.1.3 Artikel 3: Änderung des Kreislaufwirtschaftsgesetzes (KrWG)\r\nDie Zulassung von Ausnahmen von den Emissionsanforderungen und von den Umweltleistungsgrenzwerten\r\nnach den Art. 15 (5) und Art. 15 (6) aufgrund des geographischen Standorts\r\nund der lokalen Umweltbedingungen sollten im Sinne einer 1:1-Umsetzung und in Analogie zu\r\nden Ergänzungsvorschlägen zum BImSchG und zum WHG auch in das Kreislaufwirtschaftsgesetz\r\nübernommen werden.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 17 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n3.1.4 Artikel 5: Änderung des Gesetzes über die Umweltverträglichkeitsprüfung\r\n› 1:1-Umsetzung der UVP-Richtlinie\r\nUm Wettbewerbsverzerrungen auf dem EU-Binnenmarkt zu vermeiden, sollte die UVP-Richtlinie\r\ngrundsätzlich eine 1:1-Anwendung im nationalen Recht finden. Zusätzliche Tatbestände\r\noder zu niedrig angesetzte Schwellenwerte führen in vielen Bereichen der Energiewende zum\r\nerheblichen Mehraufwand.\r\nAuch hier erinnern wir an den Koalitionsvertrag:\r\n„Wir werden das Umweltgenehmigungsrecht vereinfachen, Bürokratie abbauen und Verfahren\r\nbeschleunigen – mit klaren Fristen und Typengenehmigungen. Zudem werden wir\r\nnach EU-Recht zulässige Spielräume für die Umweltverträglichkeitsprüfung (UVP) nutzen\r\nund diese vereinfachen, unter anderem, indem wir Schwellenwerte für Vorhaben mit UVPPflicht\r\nanheben und eine Aussetzung der UVP-Vorprüfung für Änderungsgenehmigungen\r\nprüfen.“ (Rz. 1348 ff.)\r\n› § 2 UVPG-E Begriffsbestimmungen\r\nDer BDEW schlägt vor, in § 2 Nr. 5 die Begriffsbestimmung der „Windfarm“ wie folgt an die\r\nBegrifflichkeiten des Windenergieflächenbedarfsgesetzes anzupassen:\r\n„Windfarm im Sinne dieses Gesetzes sind drei oder mehr Windkraftanlagen, deren Einwirkungsbereich\r\nsich überschneidet und die in einem funktionalen Zusammenhang stehen,\r\nunabhängig davon, ob sie von einem oder mehreren Vorhabenträgern errichtet\r\nund betrieben werden. Ein funktionaler Zusammenhang wird insbesondere angenommen,\r\nwenn sich die Windkraftanlagen in demselben Windenergiegebiet derselben\r\nKonzentrationszone oder in einem Gebiet nach § 7 Absatz 3 des Raumordnungsgesetzes\r\nbefinden.\r\nDer BDEW schlägt zudem vor, die in Nr. 1.6.2. Anl. 1 UVPG vorgegebene Schwelle zur allgemeinen\r\nVorprüfung von derzeit 6 auf 10 Anlagen anzuheben. Damit würde es bei 3 bis 9 Anlagen\r\nbei der standortbezogenen Vorprüfung verbleiben. Aus Sicht des BDEW ist die deutlich\r\numfangreichere allgemeine Vorprüfung aufgrund des technischen Fortschritts der Anlagen\r\nund der fortgeschrittenen Standardisierung im Umweltbereich auch nicht erforderlich. Sie ist\r\nzudem deutlich fehleranfälliger als die standortbezogene Vorprüfung. Auch die UVP-Richtlinie\r\nenthält hierfür keine Vorgaben, sondern regelt nur, dass für Windfarmen eine UVP-Prüfung\r\ndurchzuführen ist.\r\nSeite 18 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu Anlage 1 Nr. 10 UVPG-E: Sonstige Industrieanlagen\r\nZur Vereinfachung und Rechtsklarheit sollte Nr. 10.8 (Wasserelektrolyseure) wie folgt an die\r\nBegrifflichkeiten und Schwellenwerte der 4. BImSchV, die zuletzt durch Artikel 1 der Verordnung\r\nvom 12. November 2024 (BGBl. 2024 I Nr. 355) geändert worden ist, angepasst werden:\r\n Im Einklang mit Anlage 1 Nr. 10.26 der 4. BImSchV sollte die Nr. 10.8 („Errichtung und\r\nBetrieb einer Anlage zur Wasserelektrolyse zur Erzeugung von Wasserstoff sowie Sauerstoff,\r\nausgenommen integrierte chemische Anlagen nach Nummer 4.1, mit einer\r\nelektrischen Nennleistung von“) umbenannt werden in „Errichtung und Betrieb einer\r\nAnlage zur Herstellung von Wasserstoff durch die Elektrolyse von Wasser mit“.\r\n Die Nr. 10.8.1 sollte im Einklang mit der 4. BImSchV und den Vorgaben nach Anhang 1\r\nIED wie folgt gefasst werden: „einer Produktionskapazität von 50 Tonnen Wasserstoff\r\noder mehr je Tag“.\r\n Die Nr. 10.8.2 sollte im Einklang mit der 4. BImSchV wie folgt gefasst werden: „einer\r\nelektrischen Nennleistung von 5 Megawatt oder mehr, soweit nicht von Nummer 10.8.1\r\nerfasst“.\r\n3.2 Änderungsvorschläge zur Mantelverordnung\r\n3.2.1 Artikel 1: Verordnung über genehmigungsbedürftige Anlagen (4. BImSchV)\r\n› Zu § 1 Abs. 2 4. BImSchV-E\r\nÄhnlich wie in § 43 Abs. 2 EnWG geregelt, sollte zur Verringerung des Verwaltungsaufwandes\r\nin § 1 Abs. 4 eine Wahlmöglichkeit des Vorhabenträgers eingeführt werden, dass der Vorhabenträger\r\ndie Durchführung eines immissionsschutzrechtlichen Genehmigungsverfahrens beantragen\r\nkann, wenn nur die Nebeneinrichtung einer Anlage einem (vereinfachten) BImSchGTatbestand\r\nunterliegt.\r\nNach bisher herrschender Auffassung kann eine Nebeneinrichtung nicht das Genehmigungsverfahren\r\nfür die Gesamt-/Hauptanlage vorgeben, nur umgekehrt.\r\nBeispiel: Zu einer Großspeicherbatterie gehört häufig ein Umspanntransformator. Letzterer\r\nbedarf einer vereinfachten immissionsschutzrechtlichen Genehmigung, ist aber eindeutig nur\r\neine Nebeneinrichtung zur Batterie. Die Batterie selbst bedarf nur einer Baugenehmigung.\r\nDerzeit müssen daher im Regelfall zwei getrennte Verfahren durchgeführt werden. Die Baugenehmigung\r\nder Batterie kann nicht in das BImSchG-Verfahren des Trafos einbezogen werden.\r\nSeite 19 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu Anhang 1 Nr. 1.6 4. BImSchV-E (Windenergieanlagen)\r\nIm Sinne einer Beschleunigung des Ausbaus der Windenergieanlagen und auch einer 1:1-Umsetzung\r\nvon EU-Recht wird eingeführt, dass Windkraftanlagen genehmigungsrechtlich im vereinfachten\r\nVerfahren (also ohne Öffentlichkeitsbeteiligung) zugelassen werden können, unabhängig\r\nvon der Anzahl einzelner Windkraftanlagen des Vorhabens.\r\nDer BDEW begrüßt diese Vereinfachung ausdrücklich. In die Anlagenbeschreibung zu Nummer\r\n1.6 sollte außerdem klarstellend aufgenommen werden, dass sich die Genehmigungsbedürftigkeit\r\nnicht nur auf die Windenergieanlage im engeren Sinne, sondern auch auf die „dazugehörigen\r\nNebenanlagen“ gemäß § 3 Nr. 15a EEG erstreckt mit der Folge, dass keine aufwändigen\r\nAnnexgenehmigungen für Zuwegung und Kabel erforderlich sind.\r\nDer Verordnungsbegründung zufolge sollen über den Standort hinausgehende Infrastruktureinrichtungen\r\n(wie Stromleitungen oder weitläufige Zuwegungen) nicht zur Anlage gehören.\r\nNach Auffassung des BDEW sind jedoch die der Errichtung und dem Betrieb dienende Nebenanlagen\r\neinzubeziehen, wobei Anlagen jenseits der Übergabestation, einschließlich des Umspannwerks,\r\nnicht erfasst sind.\r\nDer BDEW schlägt vor, Nr. 1.6 wie folgt zu fassen:\r\n„Anlagen zur Nutzung von Windenergie mit einer Gesamthöhe von mehr als 50 Metern\r\neinschließlich dazugehöriger Nebenanlagen im Sinne von § 3 Nr. 15a EEG“\r\n3.2.2 Artikel 2: Verordnung über Immissionsschutz- und Störfallbeauftragte (5. BImSchV)\r\n› Zu Anlage 1 5. BImSchV-E\r\nDer Koalitionsvertrag sieht ein Sofortprogramm für den Bürokratierückbau vor, demzufolge\r\ninsbesondere mit Blick auf kleine und mittlere Unternehmen, Verpflichtungen zur Bestellung\r\nvon Betriebsbeauftragten abgeschafft und der Schulungs-, Weiterbildungs- und Dokumentationsaufwand\r\nsignifikant reduziert werden soll. Darüber hinaus wurde in den Sondierungsergebnissen\r\nvon CDU/CSU und SPD zur Bildung einer neuen Bundesregierung der Wunsch geäußert,\r\neine signifikante Reduzierung der gesetzlich vorgeschriebenen Betriebsbeauftragten für\r\nUmweltschutz vorzunehmen\r\nZur Unterstützung dieser Vorhaben sollte im Rahmen der geplanten Änderung der 5. BImSchV\r\ndie Pflicht zur Bestellung eines Immissionsschutzbeauftragten für bestimmte Großfeuerungsanlagen\r\neingeschränkt werden. Die Schwellenwerte für die Feuerungswärmeleistung in Anhang\r\nI Nummer 1 sollten an die neuen Schwellenwerte des UVPG für Feuerungsanlagen angepasst\r\nwerden. Insbesondere aufgrund der gestiegenen Anforderungen aus den\r\nSeite 20 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nimmissionsschutzrechtlichen Zulassungsverfahren sowie der Fortentwicklung des Standes der\r\nTechnik sollte Anlage 1 Nummer 1 wie folgt geändert werden:\r\n„1. Anlagen nach Nummer 1.1 mit einer Feuerungswärmeleistung bei\r\na) festen oder flüssigen Brennstoffen von 200 150 Megawatt oder mehr oder\r\nb) gasförmigen Brennstoffen von 300 250 Megawatt oder mehr;“\r\n3.2.3 Artikel 3: Verordnung über die Umsetzung von Managementvorgaben und Umweltleistungswerten\r\nin Industrieanlagen (45. BImSchV)\r\n› Allgemeine Anmerkungen für die Ausgestaltung der neuen Verordnung\r\nDer BDEW begrüßt, dass sich der Anwendungsbereich der neuen 45. BImSchV für Energie und\r\nIndustrieanlagen ausdrücklich auf Anlagen nach der Industrieemissions-Richtlinie im Sinne von\r\n§ 3 der 4. BImSchV beschränkt.\r\nUnternehmen, die bereits auf freiwilliger Basis UMS für ihre Standorte eingeführt haben (z. B.\r\nnach EMAS, ISO 14001 oder ISO 50001) müssen in die Lage versetzt werden, bestehende Managementstrukturen\r\nund Dokumentationen zum Nachweis der Anforderungen nutzen zu können.\r\nDer Detaillierungsgrad des UMS soll gemäß Art. 14a (3) IED von Umfang und der Komplexität\r\nder Anlage sowie ihren potenziellen Umweltauswirkungen abhängig sein. Für Anlagen mit geringfügigen\r\nEmissionen und geringen Umweltrisiken sollten deshalb passgenaue Erleichterungen\r\nbeim Aufbau und Weiterentwickeln des UMS zugelassen werden. Wenn Elemente des\r\nUMS bereits an anderer Stelle erfüllt wurden, muss darauf verwiesen bzw. zurückgegriffen\r\nwerden dürfen.\r\nZudem muss der Schutz von Betriebs- und Geschäftsgeheimnissen bei der Veröffentlichung als\r\nTeil des Umweltmanagementsystems gewährleistet sein.\r\n› Zu § 5 45. BImSchV-E (Messverpflichtungen und Datenerhebung)\r\nFür die Bewertung der Erreichung der umweltpolitischen Ziele und der orientierenden Leistungsindikatoren\r\nbesteht im Hinblick auf Messgrößen, Messverfahren und Häufigkeit ein gewisser\r\nSpielraum für die Anlagenbetreiber, der das bereits etablierte Berichtswesen und die\r\nbestehenden Strukturen und Messeinrichtungen, aber auch die Verwendung von Berechnungsfaktoren\r\nangemessen berücksichtigen kann. Die Hauptaufgabe der Leistungswerte\r\nSeite 21 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n(„Benchmarks“) besteht darin, im Rahmen des UMS die Optimierung und kontinuierliche Verbesserung\r\ndes Betriebs der Anlage zu unterstützen.\r\n§ 5 sollte demzufolge nicht nur auf Datenerhebungen oder Messungen zur Erfassung der Umweltleistung,\r\nsondern auch auf Berechnungsmethoden abstellen.\r\nSatz 4 regelt, dass die Datenerhebungen und Messungen zur Bewertung der Erreichung der\r\numweltpolitischen Ziele und der Leistungsindikatoren auch die Überwachung der Einhaltung\r\nder Umweltleistungsgrenzwerte gemäß den §§ 8 und 9 ermöglichen müssen.\r\nDie Messung und Nachweisführung der Einhaltung der (verpflichtenden) Umweltleistungsgrenzwerte\r\nwird im Regelfall im Rahmen der einschlägigen BVT-Schlussfolgerungen eindeutig\r\nund abschließend festgelegt. In vielen Fällen wird die Umweltleistung durch die Anlagenkonfiguration\r\nund die Umgebungsbedingungen bestimmt. Verbindliche Anforderungen an die Umweltleistung\r\nmüssen zum Abgleich mit den Bandbreiten der BVT-Schlussfolgerungen in der Regel\r\nunter normalen Betriebsbedingungen anhand standardisierter Messverfahren und reproduzierbarer\r\nMessbedingungen ermittelt werden.\r\nVor diesem Hintergrund wird die Einhaltung der Umweltleistungsgrenzwerte idealerweise einmalig\r\nbei der Inbetriebnahme oder wesentlichen Änderung unter branchenüblichen Standardbedingungen\r\nnachgewiesen (zum Beispiel über einen Leistungstest bei der Abnahme der Anlage).\r\nEine wiederkehrende Messung kann in den BVT-Schlussfolgerungen vorgesehen sein, ist\r\naber nicht zwingend erforderlich.\r\nSatz 4 sollte gestrichen werden. Die Überwachung der Grenzwerte sollte ausschließlich und\r\nabschließend in Abschnitt 3 geregelt werden.\r\n› Zu § 8 45. BImSchV-E (Umweltleistungsgrenzwerte)\r\nEs ist klarstellend in den Verordnungstext aufzunehmen, dass die Umweltleistungsgrenzwerte\r\nnach Art. 15 (4) IED für die normalen Betriebsbedingungen gelten. Die Errichtungsphase wird\r\nnach der IED-Novelle nicht betrachtet. In § 8 ist folgerichtig der Einschub „zu errichten und“ zu\r\nstreichen.\r\nDarüber hinaus fehlt in § 8 eine Übergangsregelung für die Anwendung der Umweltleistungsgrenzwerte.\r\nFür die Umsetzung von Umweltleistungsgrenzwerten ist für bestehende Anlagen\r\n– wie in der IED vorgesehen – eine Übergangsfrist von vier Jahren nach Veröffentlichung\r\nneuer einschlägiger BVT-Schlussfolgerungen einzuräumen:\r\n„Nach Veröffentlichung einer BVT-Schlussfolgerung ist bei der Festlegung von Umweltleistungsgrenzwerten\r\nunverzüglich zu gewährleisten, dass die verbindlichen Spannen\r\nSeite 22 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\nvon mit den besten verfügbaren Techniken assoziierten Umweltleistungswerten entsprechend\r\nder Beschreibung in den BVT-Schlussfolgerungen nicht überschritten werden.\r\nAbweichend hiervon ist bei bestehenden Anlagen innerhalb von vier Jahren nach Veröffentlichung\r\nvon BVT-Schlussfolgerungen zur Haupttätigkeit sicherzustellen, dass die\r\nneuen Umweltleistungsgrenzwerte eingehalten werden.\r\nSollte die Einhaltung der Umweltleistungsgrenzwerte innerhalb dieser Frist wegen technischer\r\nMerkmale oder des geografischen Standorts und lokale Umweltbedingungen\r\nder betroffenen Anlage unverhältnismäßig sein, soll die zuständige Behörde einen längeren\r\nZeitraum festlegen.“\r\nUmweltleistungswerte aus „alten“ BVT-Merkblättern sollten nicht als Verpflichtung in die Verordnung\r\naufgenommen werden, da sich das UMS an zukünftigen BVT-Schlussfolgerungen mit\r\neinschlägigen Umweltleistungswerten orientieren sollte. Gemäß Übergangsregel in Art. 3 IED\r\nist Art. 15 (4) erst bei Vorliegen neuer BVT-Schlussfolgerungen anzuwenden.\r\n› Zu § 9 45. BImSchV-E (Überwachung)\r\nAls Folgeänderung zur Streichung von § 6 Satz 4 ist § 10 wie folgt zu fassen:\r\n„Soweit Grenzwerte nach § 8 festgelegt werden, hat der Betreiber die Einhaltung der\r\nGrenzwerte auf Grundlage der Messungen gemäß § 6 zu erfassen Vorgaben und\r\nMessverpflichtungen der einschlägigen BVT-Schlussfolgerungen nachzuweisen. Die\r\nErgebnisse sind für die Dauer von 5 Jahren aufzubewahren und der zuständigen Behörde\r\nentsprechend § 8 Absatz 2 auf Verlangen vorzulegen. Die Behörde kann eine regelmäßige\r\nelektronische Vorlage anordnen, soweit wiederkehrende Messungen in den\r\nBVT-Schlussfolgerungen für den Grenzwert vorgesehen sind.“\r\n3.2.4 Artikel 5: Verordnung über das Genehmigungsverfahren (9. BImSchV)\r\n› Zu § 4a 9. BImSchV-E (zusätzliche Unterlagen bei abweichenden Regelungen)\r\nDie in den neu eingeführten konkretisierenden Absätzen 5 und 6 geforderten Nachweise und\r\nergänzenden Unterlagen sind sehr aufwändig und zu detailliert. Es sollte im Ermessen der Behörde\r\nsein, welche Unterlagen vom Betreiber zur Begründung einer Ausnahme vorzulegen\r\nsind. Die Absätze 5 und 6 sollten nicht in die 9. BImSchV aufgenommen werden.\r\nSeite 23 von 23\r\nStellungnahme zum Gesetzentwurf zur Umsetzung der novellierten\r\nIndustrieemissions-Richtlinie (IED) durch ein Artikelgesetz und eine Mantelverordnung\r\n› Zu § 10 9. BImSchV-E (digitale Auslegung der Unterlagen)\r\nEntsprechend der oben geforderten Anpassung in § 10 Abs. 3 Satz 5 BImSchG-E von dem\r\nWortlaut „soweit“ auf „wenn“, müsste die vom Wortlaut gleiche Regelung in § 10 Abs. 1 Satz\r\n5 9. BImSchV-E ebenfalls angepasst werden:\r\n“Der Vorhabenträger kann der Veröffentlichung im Internet widersprechen, wenn soweit\r\ner die Gefährdung von Betriebs- oder Geschäftsgeheimnissen oder wichtiger Sicherheitsbelange\r\nbefürchtet; in diesem Fall muss die Behörde eine andere Form der\r\nVeröffentlichung wählen.”\r\nAußerdem enthält der Gesetzentwurf keine relevanten Vorschläge zur Verfahrenserleichterung\r\noder Verringerung des Verwaltungsaufwandes (z. B. durch digitale Auslegung der Unterlagen).\r\n3.2.5 Artikel 5: Verordnung über Emissionserklärungen (11. BImSchV)\r\nNach Auffassung des BDEW kann die 11. BImSchV ersatzlos gestrichen werden, um eine erhebliche\r\nReduzierung von Berichts- und Verwaltungsaufwand für Unternehmen und Behörden\r\nzu erreichen und Doppelarbeit zu vermeiden."},"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":"2026-02-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023145","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Novelle des EEG 2026 und WindSeeG (Fördermechanismen und Ausbaupfade)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/80/bf/709620/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230013.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":"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, 16. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nAnforderungen des BDEW an die anstehende EEG-Novelle\r\nSeite 2 von 28\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Fördermechanismus .......................................................................................... 4\r\n2.1 EEG-Novelle 2026: Zeithorizont und Fristen .................................................. 4\r\n2.2 Zweistufiges Verfahren ................................................................................... 5\r\n3 Neue Regelungen im EEG: Die wichtigsten Punkte .............................................. 6\r\n3.1 Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch mögliche negative Marktprämie ................................................................................................... 6\r\n3.2 Umsetzung der Übererlösabschöpfung in Fördermodell mit Marktwertkorridor ......................................................................................... 9\r\n3.3 Reduktion der Erlösrisiken aufgrund von § 51 EEG im Fördermodell des Hybriden CfD .................................................................................................. 9\r\n3.4 Dynamische Übererlös-Abschöpfung ........................................................... 12\r\n3.5 Fortbestand der Ausbaupfade und Flächenziele für Erneuerbare Energien bis 2030......................................................................................................... 15\r\n3.6 Stufenweise Einführung einer Pflicht zur Direktvermarktung von EE-Anlagen .................................................................................................... 17\r\n3.7 Kosteneffizienzpotenziale bei der Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien ........................................................................................................ 19\r\nSeite 3 von 28\r\n1 Einleitung\r\nDas Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) hatte für den Herbst 2025 eine Novelle des Erneu-erbare-Energien-Gesetzes (EEG) und des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) angekün-digt. Die Gesetzesänderungen sind Teil des Maßnahmenpakets zur Anpassung des Rahmens für die Energiewende im Strombereich. Neben der Implementierung eines technologieoffenen Kapazitätsmarkts und der Weiterentwicklung des Netzausbaus sowie der Erschließung dezent-raler Flexibilität sollen auch die Erneuerbaren Energien (EE) künftig markt- und systemdienli-cher gefördert werden als bisher.\r\nDer BDEW hat bereits umfangreiche Diskussionsbeiträge zur Umsetzung der Energieziele der neuen Bundesregierung eingebracht. Mit diesem Positionspapier legt der BDEW Vorschläge für Maßnahmen zum Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien vor, die im EEG und Wind-SeeG besonders dringend und mit Blick auf die Zeitabläufe der Gesetzgebungsprozesse auf na-tionaler, wie auch auf EU-Ebene, besonders zügig umgesetzt werden müssen.\r\nDie zu implementierenden Konzepte sollten die Balance zwischen den angestrebten Zielen mit einer hohen Genauigkeit und Komplexität und der praktischen Umsetzbarkeit im Rahmen von realistischen Umsetzungspfaden beachten. Die Branche unterstützt das Ziel eines effizienten und sicheren Energiesystems. Ohne realistische und zeitlich gut aufeinander abgestimmte Umsetzungspfade wird dieses Ziel jedoch ebenso verfehlt, wie mit unterambitionierten Zielen. Vor diesem Hintergrund werden in diesem Papier Pfade vorgeschlagen, um diese Balance zu wahren.\r\nDie in den folgenden Kapiteln vorgeschlagenen Schritte zur Anpassung des Fördermechanis-mus im EEG sollten gleichzeitig auch für das WindSeeG umgesetzt werden. Hintergrund ist, dass das WindSeeG separat aber zeitlich parallel zum EEG beihilferechtlich genehmigt wurde und entsprechend nun angepasst sowie neu beihilferechtlich genehmigt werden muss, um den Offshore-Wind-Ausbau basierend auf einem zweiseitigen Absicherungsmechanismus er-folgreich fortsetzen zu können (siehe BDEW-Stellungnahme zur WindSeeG-Reform 2026).\r\nIn diesem Zusammenhang möchten wir auch auf die Bedeutung des Bürokratieabbaus im Kon-text des EEG hinweisen. Das EEG steht exemplarisch für den Anstieg der Anzahl an Gesetzen in der Energiewirtschaft. Es wurde im Jahr 2000 als wegweisende Initiative gefeiert, um den Aus-bau erneuerbarer Energien in Deutschland voranzutreiben. Der Ausbau der Erneuerbaren ist ein wichtiger Teil der Energiewende und das EEG ist hierbei ein wesentlicher Motor. Doch im Laufe der Jahre führten die wiederkehrenden Novellierungen und Ergänzungen im EEG dazu, dass das Gesetz immer komplexer und kleinteiliger wurde. Neben den 7 großen Novellierun-gen gab es zudem 56 Änderungen des Gesetzes.\r\nSeite 4 von 28\r\nStartete der Gesetzgeber im Jahr 2000 noch mit überschaubaren 12 Paragrafen, wuchs das EEG bis 2021 auf 200 Paragrafen an. In den nächsten zwei Jahren reduzierte sich immerhin der Umfang u.a. durch den Wegfall der EEG-Umlage auf 167 Paragrafen. Die Regelungen bleiben jedoch umfangreich und im Detail komplex. Das Beispiel „Wegfall der EEG-Umlage“ zeigt je-doch, dass eine Reduzierung der Regelungsdichte grundsätzlich möglich und weiterhin not-wendig ist. Dies gilt umso mehr vor dem Hintergrund, dass die Bundesregierung mit dem Koa-litionsvertrag, mit der Modernisierungsagenda und auch mit der Föderalen Modernisierungsa-genda entscheidende Schritte für modernere Prozesse und weniger Bürokratie gehen will.\r\n2 Fördermechanismus\r\n2.1 EEG-Novelle 2026: Zeithorizont und Fristen\r\nSeit Einstufung der EEG-Förderung als „staatliche Beihilfen“ im Sinne des Europarechts bedarf jede förderrelevante Änderung des Gesetzes einer beihilferechtlichen Genehmigung durch die Europäische Kommission. Die Erfahrungen der vergangenen Jahre haben gezeigt, dass sich die beihilferechtliche Prüfung durch die Europäische Kommission (KOM) lange hinziehen kann. Ist eine solche Genehmigung der KOM erforderlich und ausstehend, können die Unternehmen der Energiewirtschaft mangels Planungssicherheit keine Investitionen tätigen oder neue Pro-jekte planen, die mit dem noch unsicheren gesetzlichen Rahmen in Zusammenhang stehen. Dies resultiert letztlich auch aus dem beihilferechtlichen Genehmigungsvorbehalt in § 101 EEG 2023.\r\nAußerdem gilt die bisherige beihilferechtliche Genehmigung des EEG nur bis zum 31. Dezem-ber 2026. Daher muss das EEG für ab dem 1. Januar 2027 neu in Betrieb zu nehmende oder neu zu bezuschlagende EEG-Anlagen an die beihilferechtlichen EU-Rechtsvorgaben angepasst worden sein, damit für diese Anlagen dann ab dem 1. Januar 2027 eine EEG-Förderung mög-lich ist. Zur Gewährleistung einer EEG-Förderperspektive für Neuanlagen und zur Vermeidung eines temporären Förderausfalls Anfang 2027 und weitreichendem Einbruch beim EE-Ausbau muss folglich die EEG-Novelle Mitte 2026 vom Bundestag beschlossen und spätestens Ende 2026 durch die KOM beihilferechtlich genehmigt worden sein.\r\nSchon jetzt laufen in den Unternehmen der Energiewirtschaft die Projektplanungen für EE-An-lagen, die ab 2027 in Betrieb gehen sollen. Aus Sicht des BDEW muss der durch das Bundes-wirtschaftsministerium (BMWE) derzeit verfolgte Zeitplan für die EEG-Novelle mit einem Ab-schluss des Gesetzgebungsverfahrens Mitte 2026 und einer rechtzeitigen beihilferechtlichen Genehmigung der EEG-Änderungen bis Ende 2026 unbedingt eingehalten werden.\r\nSeite 5 von 28\r\nAbbildung 1: Zeitplan des BMWE für die anstehende EEG-Novelle\r\n2.2 Zweistufiges Verfahren\r\nUm die Einhaltung des Zeitraums für den Abschluss der EEG-Novelle auf Bundesebene bis Be-ginn der Sommerpause 2026 einzuhalten, empfiehlt der BDEW ein Vorgehen in zwei Stufen für die Weiterentwicklung des EEG: In der ersten Stufe sollten nur Neuerungen eingeführt werden, die keinen erheblichen Sys-temwechsel mit sich bringen und somit zügig umzusetzen sind. Hierzu gehört die Umsetzung der EU-rechtlich verpflichtenden Übererlös-Abschöpfung im EEG. Er sollte aus Sicht des BDEW in die bestehende Fördersystematik des EEG eingebaut werden und in der ersten Stufe nicht mit einem Wechsel der Fördersystematik verbunden werden. Zudem sollten die Vorgaben der EU-Strombinnenmarktverordnung (nach Artikel 19d) zu einer effizienten Teilnahme an den Strommärkten und der Vermeidung marktverzerrender Wirkung der Förderregeln eingehalten werden.\r\nEin Wechsel der Fördersystematik bringt erhebliche Veränderungen mit sich und muss des-halb hinsichtlich seiner Auswirkungen sorgfältig evaluiert sowie ausführlich mit Energiewirt-schaft und Wissenschaft hinsichtlich ihrer Auswirkungen konsultiert werden. Er sollte als zweite Stufe dann sorgfältig vorbereitet und mit der Energiebranche ausgearbeitet werden, nachdem das EEG 2027 rechtzeitig zum 01.01.2027 in Kraft getreten ist. In der ersten Stufe sollte daher nur eine Übererlösabschöpfung und Gewährleistung einer effizienten Teilnahme der geförderten Anlagen an den Strommärkten angelehnt an die europäischen Mindestanfor-derungen in den bestehenden EEG-Mechanismus eingebaut werden. Diese Mindestanforde-rungen schreiben die Übererlösabschöpfung ab einer Anlagenleistung von 200 Kilowatt (kW)\r\nEEG-Novelle ab Februar 2026\r\nAbschluss Spätsommer 2026 2026EEG-Novelle ab Spät-sommer Februar 2026\r\nSeite 6 von 28\r\nvor. Aus Sicht des BDEW sollte diese Grenze bei der Umsetzung in deutsches Recht nicht un-terschritten werden, da die Umsetzung der Abschöpfung bei den Verteilnetzbetreibern, die den Mechanismus höchstwahrscheinlich werden umsetzen müssen, zu wesentlichem und vor allem neuem Umsetzungsaufwand führt. Die zu erwartenden Einnahmen aus der Übererlösab-schöpfung aus Anlagen unter 200 kW installierter Leistung stehen dazu nach Erwartungen des BDEW in keinem angemessenen Verhältnis.\r\nSofern ein längerfristig geltender Investitionsrahmen für Erneuerbare Energien eingeführt werden soll, der zu einer noch stärkeren Integration der EE-Erzeugung in die Strommärkte führt und die Liquidität der Terminmärkte stützt, sollte dies erst nach einer fachlichen Diskus-sion mit der Energiewirtschaft und in der Fortsetzung des Erkenntnisgewinns aus bisherigen Diskussionen und Prozessen als zweite Stufe erfolgen. Beim Zeitplan der Umstellung sind auch die langen Projektvorlaufzeiten zu berücksichtigen.\r\n3 Neue Regelungen im EEG: Die wichtigsten Punkte\r\nFolgende Regelungsinhalte sollten vorrangig ohne Anspruch auf Vollständigkeit im Rahmen der kommenden EEG-Novelle umgesetzt werden.\r\n3.1 Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch mögliche negative Marktprämie\r\nGegenwärtig gewährleistet die gleitende Marktprämie im EEG den Erneuerbaren-Ausbau. Sie ist jedoch nur bis Ende 2026 europarechtlich genehmigt. Danach muss ein Fördersystem mit einem Rückzahlungsmechanismus für Einnahmen oberhalb des Förderbedarfs eingeführt wer-den, das die effiziente Teilnahme der geförderten Anlagen an den Strommärkten gewährleis-tet. Dies sehen Art. 19d der EU-Strombinnenmarkt-Verordnung 2024/1747 sowie die Klima-, Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien (KUEBLL) so vor.\r\nDer BDEW schlägt als regulatorisch und auch in den Abrechnungssystemen der Netzbetreiber einfach umsetzbaren Abschöpfungsmechanismus vor, dass die Marktprämie künftig für neu in Betrieb genommene Anlagen bzw. für neu bezuschlagte Anlagen ab einer installierten Leis-tung von 200 kW auch negativ werden kann. Ein Nachteil dieser Regelung könnte sein, dass im Falle einer negativen Marktprämie der Netzbetreiber im Jahresmittel Zahlungen von Anlagen-betreibern einfordern müsste. Ein Inkasso bedeutet erhebliche Aufwände, im Falle einer Insol-venz droht sogar ein Forderungsausfall. Der Netzbetreiber sollten von dieser Inkassopflicht be-freit werden. Andernfalls müssten die entstehenden Aufwände als dauerhaft nicht beeinfluss-bare Kosten (ab 5. Regulierungsperiode: KAnEu) definiert und über die Erlösobergrenze voll-ständig anerkannt werden. Inkassoaufwände und Forderungsausfälle infolge der Insolvenz von Anlagenbetreibern sind vom Netzbetreiber nicht beeinflussbar.\r\nSeite 7 von 28\r\nSie sollten in § 14 EnFG in einer neu zu ergänzenden Ziffer 5 aufgegriffen werden. Hier schlägt der BDEW folgende Formulierung vor:\r\n„5. Forderungsausfälle infolge von Insolvenz eines Anlagenbetreibers bei der Umsetzung der Übererlös-Abschöpfung durch eine negative Marktprämie“.\r\nAlternativ können die Forderungsausfälle über die Erlösobergrenze berücksichtigt werden.\r\nDem Vorschlag liegen folgende Überlegungen zugrunde:\r\nDerzeit ergibt sich die Höhe der Marktprämie durch die Differenz zwischen dem Monats- oder Jahresmarktwert zum anzulegenden Wert der jeweiligen EEG-Anlage. Betreiber von EEG-Anla-gen erhalten den mit dem Direktvermarkter vertraglich vereinbarten Preis für den Verkauf ih-res Stroms am Spotmarkt, sowie als Marktprämie die Differenz zwischen Marktwert und anzu-legendem Wert als Zahlung aus dem EEG-Konto. Derzeit kann die Marktprämie im EEG nicht negativ werden, sondern nur auf null sinken. Betreiber von EE-Anlagen erhalten also bei Mo-nats- bzw. Jahresmarktwerten, höher oder gleich ihrem Anzulegenden Wert, keine Zahlung durch das EEG, sie müssen aber auch keine Förderung an das EEG-Konto zurückzahlen.\r\nDarf die Marktprämie künftig auch negativ werden, ergibt sich automatisch eine Rückzah-lungspflicht der Anlagenbetreiber an das EEG-Konto in angemessener Höhe. Für diesen Effekt ist es unerheblich, dass die Marktprämie für neu in Betrieb genommene EEG-Anlagen bzw. für neue Zuschläge nach dem EEG anhand des Jahresmittelwerts des Stroms aus einer nach EEG geförderten EE-Anlage ermittelt wird und nicht mehr nach Monatsmittelwert wie dies für den größten Teil der Bestandsanlagen der Fall ist. Im Falle der Berechnung anhand des Jahresmit-telwerts ist zwar das Auftreten einer negativen Marktprämie im Jahresmittel unwahrscheinli-cher als bei Anlegung des Monatsmarktwertes. Die Rückzahlung ergibt sich aber bereits impli-zit aus der ermittelten Höhe der Marktprämie, wie die folgende Überlegung illustriert:\r\nIn der Anlage 1 des EEG heißt es “Für jede Viertelstunde eines Kalendermonats wird der durchschnittliche Spotmarktpreis mit der Menge des in dieser Viertelstunde gemäß Online-Hochrechnung (...) erzeugten Stroms (...) multipliziert. Die Ergebnisse für alle Viertelstunden des Kalendermonats werden summiert. Diese Summe wird dividiert durch die Menge des in dem gesamten Kalendermonat nach der Online-Hochrechnung (...) erzeugten Stroms (...)”.\r\nDas Ergebnis ist der mengengewichtete Durchschnittserlös einer Anlage am Day-Ahead-Markt. In die Berechnung fließen auch Werte aus Viertelstunden oberhalb des anzulegenden Werts ein. Dadurch berücksichtigt die Marktwertberechnung nach EEG die Mehrerlöse bereits jetzt. Einzige erforderliche Neuerung, damit Preise oberhalb des anzulegenden Wertes dämpfend\r\nSeite 8 von 28\r\nauf die Höhe der Marktprämie wirken, ist die Möglichkeit, diese auch negativ werden zu las-sen.\r\nBeispielrechnung:\r\nDer Anzulegende Wert (AZW) für die Stromerzeugung einer EE-Anlage liegt bei 75 Euro/MWh\r\nDer Monatsmarktwert liegt im Monat 1 bei 0 Euro/MWh und im Monat 2 bei 100 EUR/MWh; die eingespeiste Menge sei in beiden Monaten identisch.\r\nBei einer monatlichen Berechnung der Marktprämie benötigt der Anlagenbetreiber in Monat 1 eine Marktprämie von 75 Euro/MWh. Im Monat 2 erzielt er hingegen einen Erlös von 25 Euro/MWh oberhalb des Anzulegenden Werts. In Monat 2 liegt der technologiespezifische Monatsmarktwert mit 100 Euro/MWh um 25 Euro/MWh über dem anzulegenden Wert. Die Marktprämie in Monat 1 ist laut aktuellem EEG also 75 Euro, in Monat 2 dementsprechend 0 Euro/MWh. Kann die Marktprämie negativ werden, liegt sie im Monat 2 bei -25 Euro/MWh.\r\nIn Summe erhält der Anlagenbetreiber also im Monat 1 75 Euro und muss in Monat 2 25 Euro/MWh zurückzahlen. Daraus ergibt sich im Mittel der beiden Monate der Anzulegende Wert von 75 Euro/MWh. Es fällt für das EEG-Konto also eine Belastung von 50 Euro/MWh für die in Monat 1 erzeugte Menge an, da die negative Marktprämie im Monat 2 die Marktprämie aus Monat 1 wieder abgesenkt hat.\r\nIm Falle einer Berechnung auf Basis des Jahresmarktwertes wird der mengengewichtete Preis über das Jahr berechnet. Dieser entspricht nicht genau dem Mittelwert von 12 Monatsmarkt-werten. Durch die Gewichtung fällt der Jahresmarktwert in der Regel etwas niedriger aus als der Mittelwert aller Monatsmarktwerte. Die Preise von 0 Euro im ersten Monat und von 100 Euro/MWh im zweiten Monat fließen jedoch zu ähnlichen Teilen in den Marktwert ein. Dieser liegt also bei 0 + 100 Euro = 50 Euro. Damit liegt die Marktprämie bei 25 Euro/MWh, die der Anlagenbetreiber für beide Monate erhält – die 50 EUR/MWh aus der monatlichen Berech-nung der Marktprämie belaufen sich nun also auf 25 EUR/MWh für die doppelte Strommenge, also über die beiden Monate jeweils 25 Euro/MWh. Da er im ersten Monat keinen Marktwert erzielt hat, aber im zweiten Monat 100 Euro/MWh, liegt sein Erlös in Summe bei (0 + 25 + 25 + 100) / 2 = 75 EUR/MWh. Das Ergebnis ist also gleich, ebenfalls aufgrund der neuen Möglich-keit der negativen Marktprämie.\r\nSeite 9 von 28\r\n3.2 Umsetzung der Übererlösabschöpfung in Fördermodell mit Marktwertkorridor\r\nAlternativ zur Umsetzung der Übererlösabschöpfung über die Möglichkeit einer negativen Marktprämie ist aus Sicht des BDEW auch die Variante mit einem Marktwertkorridor vorteil-haft, auch wenn sie die Aufwände und Komplexität in der Abrechnung und der Prognose des EEG-Finanzierungsbedarfs erhöht. Sie entwickelt die bisher bestehende Logik der Gleitenden Marktprämie weiter: 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 auch Option 2 aus dem BMWK-Optionenpapier vom Sommer 2024 mit dem Unter-schied, dass ein Puffer eingebaut ist. Wie auch vom BMWK selbst vorgeschlagen, wäre auch hier grundsätzlich eine Umstellung von einer zeit- auf eine mengenbasierte Förderung denk-bar, um das Mengenrisiko zu adressieren. Die Kapitalkostenunterschiede hängen in letzter Konsequenz davon ab, wie der untere Wert des Korridors gesetzt wird. Solange dessen Set-zung realistisch erfolgt, dürfte der Korridor nur eine weitere Streuung hinsichtlich der Risikoaf-finität erlauben und damit letztlich wettbewerbsfördernd sein. Setzt man seine Rechnung zur Finanzierung am unteren Ende an, sollte es keine Unterschiede zu einem Fixwert geben. Anla-genbetreiber sind im Falle eines langen Referenzzeitraumes innerhalb des Korridors angehal-ten ihre Anlage markteffizient zu betreiben. Richtig ausgestaltet, kann das Cap und Floor Mo-dell einen effizienten Dispatch anreizen. Die CfD-Option mit Marktwertkorridor ist von den beiden produktionsabhängigen Varianten das vorteilhaftere Modell für die Terminvermark-tung von geförderten Anlagen. Dieser Effekt wird umso größer, je größer der Marktkorridor ist, da sich die am Terminmarkt abzusichernde Preisunsicherheit nicht nur auf Fehlbeträge, sondern auch auf Zusatzerlöse bezieht.\r\n3.3 Reduktion der Erlösrisiken aufgrund von § 51 EEG im Fördermodell des Hybriden CfD\r\nAls innovative Möglichkeit zur Reduktion der Erlösrisiken aufgrund der Regelungen nach § 51 EEG – keine Förderung bei negativen Preisen – im künftigen Fördersystem für Erneuerbare Energien wird in der energiewirtschaftlichen Debatte derzeit der „Hybride CfD“ diskutiert. Bei diesem Fördermodell fallen Zahlungen und Rückzahlungen für EEG-Anlagen nach einer Aus-schreibung 20 Jahre lang nur für die Einspeisung in Viertelstunden mit einem Day-Ahead-Preis über null an. In Viertelstunden mit negativen Strompreisen wird, wie schon jetzt, nach § 51 EEG keine Marktprämie ausgezahlt. Die geförderte Strommenge wird anhand der tatsächli-chen Einspeisung ins Stromnetz ermittelt.\r\nDie in Viertelstunden mit einem negativen Day-Ahead-Preis entgangene Zahlung wird im Ge-gensatz zur Regelung nach § 51a EEG oder dem bisherigen Vorschlag des BDEW – dem\r\nSeite 10 von 28\r\nMarktmengenmodell – unmittelbar im jeweiligen Jahr durch eine Anhebung des Anzulegen-den Werts (AZW) ausgeglichen. Diese Erhöhung leitet sich aus dem Verhältnis der Referenzer-zeugung von EE-Anlagen in Viertelstunden mit negativen und positiven Strompreisen ab. Dar-aus ergibt sich ein Korrekturfaktor, um den der Anzulegende Wert erhöht wird. Das ist vorteil-haft im Sinne niedriger Zinsen für die Projektfinanzierung durch Fremdkapital. Dabei muss klargestellt werden, dass bei Anwendung auf die Einspeisevergütung zuerst die Multiplikation des Korrekturfaktors mit dem anzulegenden Wert und dann die Verringerung nach § 53 EEG erfolgt. Der Korrekturfaktor muss von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) über deren zentrale Internetplattform oder der BNetzA ermittelt und veröffentlicht werden. Die Refe-renzerzeugung wird basierend auf der technologiespezifischen Online-Hochrechnung der ÜNB ermittelt, die auch im aktuellen EEG genutzt wird. Damit würde der anzulegende Wert mit ei-nem Mengenfaktor angepasst, was die Ermittlung der tatsächlichen Vergütung für EEG-Anla-genbetreiber verkompliziert. Sie müsste daher durch den VNB mit für ihn erhöhtem Aufwand erfolgen.\r\nDer hybride CfD ist also primär produktionsabhängig und vermeidet so das Basisrisiko produk-tionsunabhängiger Modelle, die die zu fördernde Strommenge anhand eines theoretisch zu erwartenden Stromertrags ermitteln. Für den Ausgleich des Erlösrisikos aufgrund der Rege-lung in § 51 EEG wird ein produktionsunabhängiger (kapazitativer) Ansatz verfolgt.\r\nAbbildung 2: Ermittlung der Standardleistung in MW zur Ermittlung des Korrekturfaktors zur Berechnung des Anzulegenden Werts\r\nQuelle: Guidehouse\r\nSeite 11 von 28\r\nIm Hybriden CfD bezieht die Jahresmarktwertberechnung – anders als derzeit die Ermittlung der Gleitenden Marktprämie – nur noch Viertelstunden mit positiven Preisen ein, da der Aus-gleich für negative Strompreise über die Erhöhung des Anzulegenden Werts erfolgt. Es wür-den künftig also zwei Jahresmarktwerte existieren – einer für die alte Rechtslage und einer für die neue Rechtslage.\r\nDas Modell des Hybriden CfD hat verglichen mit dem „Marktmengenmodell“ den Vorteil, dass Anlagenbetreiber bereits am Ende eines jeden Betriebsjahres für die in negativen Viertelstun-den entgangene Förderung kompensiert werden würden. Somit unterliegt die Förderung nicht der Inflation, die eine am Ende des gesamten Förderzeitraums nach 20 Jahren nachholende Zahlung stark entwertet.\r\nEine Übererlös-Abschöpfung findet dann statt, wenn der Jahresmarktwert größer als der An-zulegende Wert ist. Letzterer erhöht sich aber durch die Korrektur aus den Viertelstunden mit negativen Preisen. Grundsätzlich muss im Anhang 1 des EEG die Möglichkeit einer negativen Marktprämie eingeräumt werden. Der Hybride CfD kann auch mit der dynamischen Übererlös-abschöpfung versehen werden. Diese Ausgestaltung mit dynamischer Abschöpfung lehnt der BDEW jedoch zum jetzigen Kenntnisstand ab, da sie weitreichende Auswirkungen mit sich bringen würde, während der Nutzen noch nicht quantifizierbar ist. Für die mit der Abrechnung beauftragten Netzbetreiber müssen die Komplexität und der zusätzliche Aufwand möglichst niedrig gehalten werden, aber auch für EE-Betreiber, die für notwendige Abrechnungen mit Kooperationspartnern und Flächeneigentümern auf eine schlanke Umsetzung angewiesen sind. Dies wird mit der Ausgestaltung des Modells über die Möglichkeit einer negativen Markt-prämie am besten erreicht. Wichtig ist auch, dass die Zahlung der durch den Korrekturfaktor erfolgten höheren Marktprämie nicht erst am Jahresende erfolgt, sondern bereits im Laufe des Jahres durch übliche Abschlagszahlungen. Allerdings ist dies nur bei Anlagen mit intelli-gentem Messsystem (iMSys) praktikabel, wenn der endgültige Korrekturfaktor unmittelbar nach Ende des betreffenden Kalendermonats feststeht. Bei SEP-Anlagen in der Einspeisever-gütung kann die Korrektur mit vertretbarem Aufwand nur einmal jährlich im Rahmen der Jah-resabrechnung auf Grundlage eines durchschnittlichen kalenderjahresbezogenen Korrek-turfaktors durchgeführt werden. Eine Möglichkeit zur Vereinfachung der Abrechnung wäre eine jährliche Pauschalregelung mit einer Spitzabrechnung alle 5 Jahre im Rahmen der Spitzabrechnung nach § 36h Abs. (2). Bei der Korrektur des Anzulegenden Wertes ist zu beach-ten, dass sich auch Auswirkungen auf die Redispatch-Abrechnung ergeben.\r\nEntscheidend für eine sinnvolle Implementierung des Hybriden CfD ist zudem der Fortbestand des Referenzertragsmodells für Windenergie an Land. Andernfalls würde an guten Windstand-orten eine Überförderung und im Binnenland ein Fadenriss eintreten. Ohnehin ist an wind-schwächeren Standorten in Süddeutschland der Anteil der Einspeisung zu negativen\r\nSeite 12 von 28\r\nPreisstunden höher als bei Anlagen an windstarken Standorten. Umso wichtiger ist daher ein Ausgleich, um eine bundesweit gleichmäßige Verteilung des Windzubaus zu gewährleisten.\r\nIn negativen Viertelstunden sollte der Strom aus Sicht des BDEW unterhalb des Netzanschlus-ses für zusätzlichen Verbrauch in Sektorkopplungs-Anwendungen wie Elektrolyseuren und Batterien genutzt werden können. Allerdings darf der zwischengespeicherte Strom in positi-ven Viertelstunden nicht als förderbarer EEG-Strom ins Netz zurückgespeist werden, um dann mit den um den Korrekturfaktor angehobenen Anzulegenden Wert gefördert zu werden. Stattdessen dürfen die Batteriespeicher ihren ausgespeicherten Strom lediglich am Strom-markt verkaufen. Diese Regelung bringt allerdings mehr Komplexität in die Abwicklung für Netzbetreiber, Messstellenbetreiber und ggf. Lieferanten, da der Speicher zusätzlich gemes-sen werden muss. Vor Einführung der Regelung muss daher MiSpeL eingeführt sein, so dass die Marktkommunikation die Regelung abbilden kann. Zudem muss MiSpeL dahingehend ak-tualisiert werden, dass eine Doppelförderung vermieden wird. Dies wird voraussichtlich zum 01.04.2027 der Fall sein.\r\nDer BDEW sieht vor dem Hintergrund des regulatorischen Rahmens in § 51 EEG den Hybriden CfD als ein geeignetes Instrument, um die Erlösrisiken durch negative Strompreisphasen zu ad-ressieren. Gleichzeitig fließen Elemente einer produktionsunabhängigen Förderung ein, die das marktdienliche Verhalten der geförderten Anlagen anreizen. Es stellen sich allerdings noch konkrete Implementierungsfragen, die in einem umfassenden Stakeholderprozess diskutiert werden müssen. Im Falle einer Einführung sollte der hybride CfD aus BDEW-Sicht für alle ge-förderten EE-Anlagen erst ab einer installierten Leistung von 200 kW greifen.\r\n3.4 Dynamische Übererlös-Abschöpfung\r\nWird der von der Strombinnenmarktverordnung vorgeschriebene zweiseitige CfD im einfachs-ten Fall durch eine Anpassung im Anhang 1 EEG so umgesetzt, dass die Marktprämie negativ werden kann (Anpassungen in Anhang 1 EEG), wird in einem Abschöpfungsjahr die antizipierte Marktprämie in die Grenzkosten eingepreist. Die Anbieter werden also nicht bei null Euro/MWh1 bieten, sondern die zu zahlende Marktprämie als Grenzgebot einstellen. Der un-mittelbare Effekt ist eine Anhebung der börslichen Angebotskurve für Neuanlagen und per-spektivisch für alle geförderten EE-Anlagen.\r\n1 Der Einfachheit halber setzen wir in den Ausführungen die tatsächlichen Grenzkosten für EE-Anlagen mit null Euro/MWh an. Ein schwach positiver Wert der Grenzkosten hat keinen Einfluss auf die Argumentation.\r\nSeite 13 von 28\r\nFür das Börsenergebnis gibt es zwei Szenarien:\r\n•\r\nDie Nachfrage bleibt inelastisch. In diesem Falle steigt in Zeiten, in denen die abge-schöpften EE-Anlagen preissetzend sind, der Börsenpreis. Die Nachfrage bezahlt somit die Abschöpfung.\r\n•\r\nDie Abschöpfung ist derart hoch, dass es zu Verschiebungen in der Einsatzreihenfolge kommt, weil die Merit-Order sich verschiebt. Im schlimmsten Fall würden fossile Anla-gen statt EE-Anlagen bezuschlagt, weil das Förderregime die EE-Anlagen aus dem Markt preist.\r\nDem Gedanken einer dynamischen Übererlös-Abschöpfung liegt die Befürchtung zugrunde, dass in Abschöpfungsjahren ein Anreiz entsteht, dass geförderte EE-Anlagen trotz positiver Marktpreise keinen Strom erzeugen und vermarkten, um negative Erlöse zu vermeiden. Zu-dem besteht die Gefahr, dass mehr Abschöpfungsjahre auftreten werden, weil der anzule-gende Wert nominal konstant bleibt und nicht an die Inflation angepasst wird, während die Strompreise steigen. Würde man im EEG den anzulegenden Wert an die allgemeine Preisent-wicklung anpassen – wie z.B. bei Klimaschutzverträgen und anderen Förderregimen –, könn-ten die Zahl der Abschöpfungsjahre und der Betrag der Abschöpfung in den kommenden Jah-ren höchstwahrscheinlich signifikant reduziert werden.\r\nUm die beiden genannten Effekte zu quantifizieren, müsste eine genauere Untersuchung an-gestellt werden.\r\nMit der dynamischen Übererlös-Abschöpfung soll der negative Effekt der Marktprämie auf das Gebotsverhalten durch eine dynamische Abschöpfung neutralisiert werden. Bei diesem Kon-zept soll die Abschöpfung nur dann greifen, wenn sie oberhalb eines zu definierenden Min-desterlöses liegt. Das heißt, ein Anlagenbetreiber oder Direktvermarkter kann weiterhin ein Gebot bei null Euro/MWh einstellen und wird bei Markträumungspreisen zwischen Null Euro und dem Mindesterlös nicht belastet. So wird der Anreiz für einen Betrieb der EE-Anlage auf-rechterhalten.\r\nSeite 14 von 28\r\nAbbildung 3: Beispielhaftes Auszahlungsprofil durch eine dynamische Übererlös-Abschöp-fung\r\nEine solche Regelung hätte weitreichende Konsequenzen:\r\n•\r\nIm Gegensatz zum normalen Markt, bei dem Erlös und Strompreis ab den Grenzkosten linear verlaufen, der Grenznutzen also konstant ist, entsteht im Regime der dynami-schen Abschöpfung in gewissen Preisbereichen kein Grenznutzen: Ein höherer Strom-preis erzeugt keine höheren Erlöse. Dieses nichtlineare Verhalten muss im Portfolio-management entsprechend berücksichtigt, aber auch in den Direktvermarktungs-Ver-trägen mit den Anlagenbetreibern klar kommuniziert werden. Hier fällt ein deutlich hö-herer Aufklärungsaufwand an. Dieser zusätzliche Aufwand wird sich in den Kosten für die Direktvermarktung niederschlagen und damit entweder in den Strompreisen oder in einem gebremsten EE-Ausbau.\r\n•\r\nEs ist unklar, wie sich dieser Mechanismus in komplexeren Portfolios niederschlägt und ob sich unerwünschte gegenläufige Effekte ergeben.\r\n•\r\nDie dynamische Abschöpfung muss für jede Viertelstunde und für jede Anlage separat berechnet werden. Diese Aufgabe würde vermutlich den Verteilnetzbetreibern zufal-len und zu einer weiteren EEG-bedingten Abrechnungskomplexität für diese führen. Auch diese müssten hierfür IT-Systeme und Personal bereithalten und diese Kosten in den Netzentgelten abbilden.\r\nEine umfassende Analyse, sowohl ökonomisch durch das BMWE als auch durch die betroffe-nen BDEW-Mitglieder (Händler, Erzeuger, Netzbetreiber) steht noch aus und kann in der\r\nSeite 15 von 28\r\nknappen noch zur Verfügung stehenden Zeit für das Parlamentarische Verfahren zur EEG-No-velle nicht mehr geleistet werden.\r\nDer BDEW fordert daher, auf eine Dynamisierung der Übererlös-Abschöpfung anhand des ak-tuellen Börsenpreises zu verzichten.\r\n3.5 Fortbestand der Ausbaupfade und Flächenziele für Erneuerbare Energien bis 2030\r\nDie gemäß EEG 2023 jährlich vorgesehenen Zubaumengen für Erneuerbare Energien stehen im Kontext der europäischen Erneuerbaren-Energien-Richtlinien RED II und RED III. Deutsch-land hat zur Erfüllung seiner Klimaschutzambitionen gesetzlich festgelegt, bis zum Jahr 2030 einen EE-Anteil von 80 % an der Bruttostromerzeugung in Deutschland zu erreichen.\r\nAuf Basis der Annahme eines Bruttostromverbrauchs von 750 TWh im Jahr 2030 sieht das EEG Ausbauziele für EE-Technologien vor, um dieses 80 %-Ziel zu erreichen. Die Ausbauziele sollen – insbesondere bei der Photovoltaik – durch den Zubau über verschiedene Fördermechanis-men erreicht werden. Bei Windenergie an Land und bei Windenergie auf See wurden die Aus-schreibungsmengen so dimensioniert, dass bei Ausschöpfen der Ausschreibungsvolumina die Zubauziele erreicht werden.\r\nAngesichts eines erwartbar geringeren Stromverbrauchs in 2030 stellt sich die Frage nach der Höhe der Ausschreibungsmengen und der benötigten installierten Leistung im Jahr 2030.\r\nAuf Basis der bisherigen Annahmen im EEG und WindSeeG (Verbrauchsannahmen, Kapazitäts-ziele und diesen zugrunde liegende Volllaststunden) wären für die Erreichung des Ziels, bis 2030 ein Anteil von 80 % Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch zu realisieren, 600 TWh EE-Strom erforderlich (80 % von 750 TWh). Dies sollte durch die so genannten GW-Ziele an installierter Leistung im Jahr 2030 (PV 215 GW, Wind onshore 115 GW und Wind off-shore 30 GW) erreicht werden.\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. Angesichts eines laut Gutachten zu erwartenden Stromverbrauchs in 2030 zwischen 600 und 700 TWh stellt sich die Frage nach der Höhe der Ausschreibungsmengen und der benötigten installierten Leistung im Jahr 2030.\r\nDabei müssen jedoch die Volllaststunden und entsprechend die tatsächlichen Stromerträge der letzten Jahre betrachtet werden. Schreibt man diese fort, könnten im Jahr 2030 zwischen etwa 512 TWh (untere Volllaststunden) bis 575 TWh (obere Volllaststunden) EE-Strom-\r\nSeite 16 von 28\r\nerzeugung realisiert werden, wenn die obigen GW-Ziele erreicht werden. Ausgehend von der Prognose der vorherigen Bundesregierung eines Bruttostromverbrauchs von 750 TWh im Jahr 2030, entspräche dies einem EE-Anteil von 68 % bis 77 %, da optimistischere Volllaststunden zugrunde gelegt wurden.\r\nIn der Abbildung 4 ist neben der Untergrenze von 512 TWh und der Obergrenze von 575 TWh auch der gemittelte Wert von 544 TWh aufgeführt. Werden bis 2030 die bisherigen EE-Aus-bauziele erreicht, wäre bei einem prognostizierten Strombedarf von 650 TWh das EE-Ziel von 80 % im Mittel zu erreichen. Bei der Untergrenze der Volllaststunden ist dies schon nicht mehr gegeben. Wenn der Bruttostromverbrauch bei 700 TWh liegt, dann sind die 80 % im Mittel ebenfalls nicht zu erreichen.\r\nAbbildung 4: EE-Quote bei Berücksichtigung des Strombedarfs im Rahmen des Monitoring-berichts, tatsächlicher EE-Stromerzeugung und einem vollständigen Erreichen der Ausbau-ziele gemäß EEG 2030 Bruttostromver-brauch TWh Untergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Obergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Mittelwert EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) 700 512 (73 %) 575 (82 %) 544 (78 %) 650 512 (79 %) 575 (88 %) 544 (84 %) 600 512 (85%) 575 (96 %) 544 (91 %)\r\nAbbildung 5 zeigt: Eine Verzögerung beim Erreichen der Ausbauziele bis 2030, wie es der Mo-nitoringbericht des BMWE beschreibt2, würde bedeuten, dass selbst bei einem Bruttostrom-verbrauch von 600 TWh das 80 %-Ziel im Mittel nicht erreicht wird.\r\n2 Die Werte stellen einen Durchschnitt der Berechnungen aus den dem Monitoring zugrunde liegenden explorati-ven Szenarien und keine Prognose dar, vgl. Monitoringbericht der Bundesregierung, S. 64\r\nSeite 17 von 28\r\nAbbildung 5: EE-Quote bei Berücksichtigung des Strombedarfs im Rahmen des Monitoring-berichts, tatsächlichen Volllaststunden und verzögertem Erreichen der Ausbauziele gemäß EEG 2030 Bruttostromver-brauch TWh Untergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Obergrenze EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) Mittelwert EE-Erzeugung (TWh) und EE-Anteil (%) 700 443 (63 %) 496 (71 %) 469 (67 %) 650 443 (68 %) 496 (76 %) 469 (72 %) 600 443 (74%) 496 (83 %) 469 (78 %)\r\nAus Sicht des BDEW müssen demzufolge sowohl die Zubauziele als auch die Ausschreibungs-volumina fortbestehen und dürfen nicht im Lichte derzeit vermuteter geringerer Stromver-bräuche im Jahr 2030 nach unten korrigiert werden.\r\nDer BDEW fordert daher einen Fortbestand der bestehenden Ausbaupfade und der zu deren Erreichung festgelegten Ausschreibungsvolumina. Zudem müssen die im Windflächenbedarfs-gesetz (WindBG) geregelten Flächenziele von 1,4 % bis 2025 und 2 % bis 2032 fortbestehen. Sie beeinflussen unmittelbar die Entwicklung der für die EEG-Ausschreibung infrage kommen-den Projektvolumina. Als zusätzliche Flächenoption müssen auch artenarme Forststandorte einbezogen werden.\r\nGerade bei Windenergie an Land haben die erfreulichen Verbesserungen bei der Genehmi-gungssituation zu einer Projektpipeline geführt, die auch bei Erhalt der bestehenden Aus-schreibungsvolumina einen dynamischen Wettbewerb gewährleistet. Ein kostengünstiger wei-terer Ausbau von Windenergie an Land ist also derzeit möglich. Eine Kürzung würde zum Ver-fall von Genehmigungen führen, da viele Projekte nicht die Chance hätten einen Zuschlag zu erlangen. Dies würde den Industriezweig „Wind an Land“ schwächen mit negativen Auswir-kungen auf die wirtschaftliche Entwicklung in Deutschland.\r\n3.6 Stufenweise Einführung einer Pflicht zur Direktvermarktung von EE-Anlagen\r\nUm die Marktintegration der Erneuerbaren Energien voranzutreiben, sollten Neuanlagen auch unter 100 kW ihren Strom künftig verpflichtend direktvermarkten. Dabei ist aus Sicht des BDEW ein stufenweises Einführen der Direktvermarktungspflicht für Anlagen ab 25 kW ziel-führend, das bis 7 kW abgesenkt wird, wenn gewährleistet ist, dass dort intelligente Messsys-teme (iMSys) mit Steuerbox im Massenprozess funktionstauglich eingebaut werden können.\r\nSeite 18 von 28\r\nNur dann ist auch für dieses Anlagensegment ein Zugang zu Direktvermarktern gegeben. We-sentliche Voraussetzung für die Absenkung des Leistungsschwellenwerts für die ver-pflichtende Direktvermarktung von 100 kW auf 25 und später 7 kW ist auch, dass branchen-weit einheitliche, von der BNetzA akzeptierte massengeschäftstaugliche Nachweise nach § 10b Abs. 5 EEG eingeführt sind. Die Sanktionierung von Verstößen gegen § 10b EEG (Vorhalten von Einrichtungen zur marktorientierten Steuerung) aus § 52 EEG 2023 ist aus Sicht des BDEW zu streichen und Nachweise für Fernsteuerbarkeit in einem realistischen Zeitfenster sind zu ermöglichen. Die Erstanmeldung zur Direktvermarktung sollte nicht mehr über das EEG sankti-oniert, sondern nur noch in den Marktprozessen (derzeit noch „MPES“) abgebildet werden. Die Praxis hat gezeigt, dass die Mitteilungspflichten der Anlagenbetreiber nach § 21c EEG 2023, die parallel zu den von der BNetzA festgelegten MPES gelten, zu Missverständnissen und Fehlern führen, die seit Inkrafttreten des EEG 2023 mit eigenständigen Strafzahlungen nach § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 verbunden sind. Klarheit kann diesbezüglich nur geschaffen werden, wenn die MPES sämtliche Veräußerungsformen nach EEG abdecken und § 21c EEG 2023 ohne weitere Bedingungen auf die MPES verweisen würde.\r\nHintergrund ist, dass mit der Absenkung der Schwelle die Anzahl der betroffenen Anlagen sehr stark ansteigt. Eine stufenweise Absenkung ermöglicht es, diese stark steigende Anzahl der Anwendungsfälle praxisgerecht umzusetzen und dabei auch Abläufe in den Unternehmen un-ter Berücksichtigung von Lerneffekten zu entwickeln. Auch in der Übergangszeit bis zum Ein-treten der Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung sollte keine implizite Vermarktungs-rolle der Verteilnetzbetreiber geschaffen werden. Zu beachten ist, dass die Netzbetreiber ne-ben der Abwicklung der für die Direktvermarktung erforderlichen Marktprozesse insbeson-dere die Neugestaltung der Netzentgeltsystematik („AgNes“), die Festlegung zur Marktin-tegration von Speichern und Ladepunkten (\"MiSpeL\"), Regelungen zum Energy Sharing sowie das von der Bundesnetzagentur (BNetzA) geplante zentrale System zur Aggregation und Ab-rechnung bilanzierungsrelevanter Daten im deutschen Strommarkt (MaBiS-Hub) umsetzen müssen. Die verschiedenen Projekte greifen immer wieder auf die gleichen Ressourcen in den Unternehmen und bei den IT-Dienstleistern zu. Vor diesem Hintergrund sollten die verschie-denen Vorhaben zeitlich aufeinander abgestimmt werden.\r\nDer BDEW schlägt daher vor, dass EE-Anlagen ab einer installierten Leistung von 25 kWp und ab Inbetriebnahme ab dem 01.01.2027 mit einer Übergangsfrist von einem Jahr ab dem 01.01.2028 ihren Strom verpflichtend ungefördert direktvermarkten müssen. Um den Hoch-lauf der Anwendungsfälle in der praktischen Bearbeitung im Unternehmen gut abwickeln zu können und interne Verfahrensweise zu etablieren, sollten Neuanlagen unterhalb einer Leis-tung von 25 kW erst zum 01.01.2030 in die verpflichtende ungeförderte Direktvermarktung überführt werden, da dann die Einführung des MaBiS-Hub sowie die Umsetzung der neuen\r\nSeite 19 von 28\r\nNetzentgeltsystematik abgeschlossen sein sollten, welches beide große Transformationspro-jekte darstellen und viele Ressourcen in den Unternehmen binden. Aus Sicht des BDEW sollte dabei eine Bagatellgrenze von 7 kW dauerhaft bestehen bleiben, so dass Anlagen unterhalb dieser Leistungsgrenze auch künftig ihren Strom zu den jeweils geltenden Regeln veräußern können. Bereits ab dem 1.1.2027 sollte die gleitende Marktprämie für die Teileinspeisung von PV-Anlagen auf die Höhe des Marktwerts des Überschuss-Stroms abgesenkt werden, so dass Anlagen, die schon vor 2032 in die ungeförderte Direktvermarktung wechseln, einen Vorteil durch die Vermarktung ihres Überschuss-Stroms erzielen können.\r\n3.7 Kosteneffizienzpotenziale bei der Förderung des Ausbaus Erneuerbarer Energien\r\nDer aktuelle Fortschritt beim Ausbau Erneuerbarer Energien ist ein Erfolg und das Ergebnis klarer politischer Zielsetzungen, beschleunigter Verfahren und verlässlicher Investitionsbedin-gungen. Gleichzeitig zeigt sich, dass auch beim weiteren Ausbau Erneuerbarer Energien Effizi-enzpotenziale bestehen. Diese zu heben ist entscheidend, um die Transformation des Energie-systems langfristig kosteneffizient zu gestalten.\r\nDer BDEW hat daher Vorschläge vorgelegt, wie sich die Ausbaupfade der Erneuerbaren Ener-gien effizienter umsetzen lassen – ohne den notwendigen Zubau auszubremsen oder Investiti-onssignale zu schwächen. Viele der Vorschläge eignen sich für eine Umsetzung in der anste-henden EEG-Novelle und können so unmittelbar Kostensenkungspotenziale heben:\r\n1.\r\nDie EEG-Vergütung für neue kleine und mittlere PV-Dachanlagen bis 100 kWp zur Volleinspeisung kann aus Sicht des BDEW abgeschafft werden, da dieses Anlagenseg-ment zur Volleinspeisung ohnehin nur noch einen geringen Anteil an der installierten PV-Leistung ausmacht. Diese Anlagen können ihren Strom aber ungefördert direktvermark-ten.\r\n2.\r\nUm große Dachflächen auf Gebäuden ohne die Möglichkeit zur Eigenversorgung auch weiterhin zu nutzen, empfiehlt der BDEW die Möglichkeit zur Volleinspeisung über Aus-schreibungen für die geförderte Direktvermarktung für PV-Dachanlagen ab 100 kWp. Ausschreibungen für größere PV-Dachanlagen ab 750 kWp – vorbehaltlich der beihilfe-rechtlichen Genehmigung – sollten ebenfalls fortbestehen. Voraussetzung für die Absen-kung der Leistungsgrenze für die Ausschreibung von PV-Anlagen des zweiten Segments ist ein vereinfachtes Verfahren für die Rückerstattung des Projektsicherungsbeitrags nach § 38d EEG.\r\nSeite 20 von 28\r\n3.\r\nFür PV-Dachanlagen zur Eigenversorgung und Teileinspeisung sollte die aktuell geltende Festvergütung für die Überschusseinspeisung ab einer Leistung von 25 kWp durch eine Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung ersetzt werden. Die Schwelle sollte dabei wie oben dargestellt in zwei Stufen abgesenkt werden. Bei der künftigen Anpassung der Förderung der PV-Anlagen mit Eigenverbrauch und Teileinspeisung muss auch das Ergeb-nis des von der BNetzA geleiteten Prozesses zur Neufestlegung der Netzentgelte berück-sichtigt werden. Ein schrittweises Vorgehen sowie Übergangsoptionen können Marktfrik-tionen vermeiden und gleichzeitig Raum für neue Geschäftsmodelle wie die Kombination mit Speichern oder gemeinschaftlichen Nutzungskonzepten geben. Bis zur Umsetzung sollte die Gleitende Marktprämie übergangsweise auf die Höhe des Marktwertes des Überschussstroms abgesenkt werden.\r\nDie Pflicht zur ungeförderten Direktvermarktung sollte allerdings nicht auf Mieterstrom angewandt werden. Diese Projekte verlieren ohne zusätzliche Förderung ihre Wirtschaft-lichkeit, weshalb der aktuelle Förderrahmen für Mieterstrom nicht verändert werden sollte.\r\n4.\r\nSeit einigen Monaten besteht eine Möglichkeit für Sonderabschreibungen von PV-Anla-gen für Unternehmen gemäß dem Investitionsförderprogramm der Bundesregierung. Diese neue Maßnahme ist eine weitere Begünstigung der ohnehin wirtschaftlichen PV-Dachanlagen und Hausspeicher. Diese steuerliche Förderung kann aus Sicht des BDEW da-her wieder zurückgenommen werden.\r\n5.\r\nStrom aus Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) ist heute unter günstigen Bedingun-gen wettbewerbsfähig, jedoch besonders in Kombination mit dem sicheren Investitions-rahmen des EEG im Hintergrund. Um weitere PV-Freiflächenpotenziale zu erschließen, sollten Einschränkungen bei Freiflächenanlagen, wie die Anlagenzusammenfassung bei Anlagen entlang von Verkehrswegen, entfallen bzw. angepasst werden.\r\n6.\r\nDie Erzeugungskosten von PV-Freiflächenanlagen sind umso geringer, je größer die Anlage ist. Im aktuellen EEG liegt die Maximalgröße bei 50 MW, vorbehaltlich der Genehmigung dieses Schwellenwertes durch die EU-Kommission. Größere Anlagen sollen nicht geför-dert werden, da diese von allein wirtschaftlich tragfähig seien. Die wirtschaftlichen Rah-menbedingungen haben sich seitdem aber spürbar verändert. Darum sollte diese Grenze nochmals überprüft und bei Bedarf auf 80 MW angehoben werden.\r\n7.\r\nPV-Freiflächenanlagen sind baurechtlich wenig komplex und sollten daher unbürokrati-scher als derzeit genehmigt werden. Ein Beispiel hierfür ist eine Ausweitung der Privile-gierung der Vorhaben von derzeit 200 auf 500 Meter entlang von Verkehrswegen. Dar-über hinaus würde eine Reform der Erbschaftssteuer auf Flächen mit PV-Freiflächenanla-gen für Bürokratieabbau und Planungssicherheit sorgen.\r\nSeite 21 von 28\r\n8.\r\nDer Anwendungsbereich der naturschutzfachlichen Mindestkriterien für Solaranlagen, die nicht ausschließlich auf, an oder in einem Gebäude angebracht sind, nach § 48 Abs. 6 EEG ist auf Freiflächenanlagen nach Nr. 2 und 3 zu beschränken. Anlagen, die an einer sonstigen baulichen Anlage (z.B. Mauer, Zaun) oder teilweise an einem Gebäude ange-bracht sind (Nr. 1) oder als „Gartenanlage“ errichtet werden (Nr. 1a), können diese Anfor-derungen faktisch häufig nicht erfüllen und müssen daher ausgenommen werden. Auch der diesbezügliche BMWK-Leitfaden (Stand: Juli 2024) bezieht sich ausdrücklich allein auf PV-Freiflächenanlagen. Der Anwendungsbereich von § 37 Abs. 1a EEG ist entsprechend anzupassen.\r\n9.\r\nBei Windenergie an Land haben eine hohe Zahl an Genehmigungsbescheiden und weiter rückläufige Verfahrenslaufzeiten in den meisten Bundesländern zu einer ausreichenden Projektpipeline geführt. Dadurch entsteht in den Ausschreibungen eine wettbewerbliche Preisfindung, die bereits zu einem Sinken der EEG-Zuschlagswerte führt. Diese Entwick-lung muss fortgesetzt werden, um einen geringeren Förderbedarf für Windenergie an Land zu erreichen. Die Ausschreibungsvolumina für Windenergie an Land sollten daher in der aktuellen Höhe fortbestehen. Im Lichte der alleine 2025 erfolgten Neugenehmigun-gen von über 20 GW und der mittlerweile auf nur noch gut 6 ct/kWh gesunkenen Zu-schlagshöhe in den Ausschreibungen könnte das Ausschreibungsvolumen sogar kurzfristig angehoben werden, um das Auslaufen bestehender Projektgenehmigungen zu vermei-den. Sinnvoll wäre beispielsweise, einmalig 10 GW Ausschreibungsmengen zusätzlich in das Ausschreibungsvolumen aufzunehmen, die auch die im Rahmen von NZIA geforderten gesonderten Ausschreibungen umfassen.\r\n10.\r\nDas Recht zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt für Er-neuerbare-Energien-Anlagen sowie das Recht zur Überfahrt und Überschwenkung wäh-rend der Errichtung und des Rückbaus gem. §§ 11a, 11b EEG sollte auch auf private Flä-chen ausgeweitet werden. Insbesondere beim Transport der Rotorblätter für Windener-gieanlagen ist ein Überschwenken von (privaten) Grundstücken kaum vermeidbar und von geringer Nutzungsintensität. Duldungspflichten für Leitungen sind beim Stromnetz-ausbau (§ 12 Niederspannungsanschlussverordnung (NAV)) sowie dem Breitbandausbau (§ 134 Telekommunikationsgesetz (TKG)) üblich und finden bereits seit vielen Jahren An-wendung. Dies wird den Netzanschluss von Erneuerbare-Energien-Anlagen und damit de-ren Beitrag zur Energieversorgung vereinfachen und deutlich beschleunigen.“\r\n11.\r\nDie aktuelle Regelung nach § 36h EEG 2023 schafft einen ökonomischen Anreiz zur Ver-dichtung von Windparks: Abschattungseffekte durch benachbarte Windenergieanlagen werden bereits im Standortgütenachweis berücksichtigt. Eine Reform der Kompensation von Windabschattungsverlusten kann dazu beitragen, dass Windenergieanlagen mit größerem Abstand und effizienter zueinander errichtet werden. Die Folge wäre eine\r\nSeite 22 von 28\r\nAbsenkung der Förderkosten im EEG-System. Größere Abstände zwischen den Anlagen können allerdings den Gesamtflächenbedarf erhöhen und sollten daher frühzeitig in die strategische Flächenplanung einbezogen werden. Die Abschaffung des Korrekturfaktors von 50 Prozent im Referenzmodell lehnt der BDEW hingegen ab, da kein Kostenvorteil zu erwarten ist, zumal die Mehrheit neuer Genehmigungen ohnehin für mittlere und schwächere Standorte erteilt wird: 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, denn die Realisierung vie-ler Windkraftprojekte in Süd- und Westdeutschland wäre durch die Abschaffung des Kor-rekturfaktors von 50 Prozent im Referenzmodell nicht mehr möglich. Schon jetzt führt der bisher zu geringe Ausbau der Windenergie in Süddeutschland dazu, dass Stromtransporte über weite Strecken erforderlich werden sowie Netzengpässe verstärkt und damit Netz-kosten und Redispatchkosten ansteigen. Der Ausbau wird durch den Fortbestand des Kor-rekturfaktors 50 % dort priorisiert, wo kein zusätzlicher Netzausbau erforderlich ist, und hoher Verbrauch besteht. Darüber hinaus muss bspw. über eine Südquote die Bezuschla-gung von Windprojekten in Regionen mit guter Verfügbarkeit von Stromnetzen deutlich angehoben werden. Allerdings sollte dennoch darauf geachtet werden, dass die Bundes-länder in Mittel- und Süddeutschland möglichst windhöffige Standorte ausweisen.\r\n12.\r\nDer BDEW unterstützt die übergeordneten Ziele des Net-Zero Industry Act (NZIA) ein-schließlich des Erhalts sowie des Aus- und Aufbaus europäischer Produktionskapazitä-ten insbesondere für die Energiewende kritische Transformationstechnologien im Bereich der Erneuerbaren Energien (EE) und der Energienetze. Damit der NZIA tatsächlich europä-ische Hersteller von Netto-Null-Technologien stärkt und ein Level-Playing Field schafft, muss darauf verzichtet werden, eine hohe Bürokratielast durch eine Vielzahl teils kom-plexer nicht-preisbezogener Kriterien zu schaffen. Der BDEW regt daher dringend an, be-stehende Herausforderungen durch einen Maßnahmenmix zu adressieren, der Investiti-onsabsicherungsprogramme, Bürokratieabbau, Förderung, regulatorische Anpassungen und Anreize beinhalten sollte. Der NZIA allein reicht nicht aus, um die notwendige Resili-enz zu schaffen.\r\n13.\r\nDie Innovationsausschreibung zur Förderung der mittlerweile ohnehin sehr wirtschaftli-chen 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 Photovoltaik-Anlagen wesentlich verbessert. Daher ist es entscheidend, dass Batteriespeicher in Kombination\r\nSeite 23 von 28\r\nmit EE-Anlagen hinter dem Netzanschlusspunkt durchgehend zugelassen werden müssen. Die freiwerdende Ausschreibungsmenge sollte auf die Ausschreibungsmenge für PV-Frei-flächenanlagen aufgeschlagen werden\r\n14.\r\nEin Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland sollte zunehmend ungefördert im Markt erfolgen. Grüne PPAs sind hierzu ein geeignetes Instrument. Kleinere Unterneh-men sind im PPA-Markt hingegen unterrepräsentiert. Ursächlich sind die hohen Anforde-rungen an die Bonität von Abnehmern für eine langfristige Projektfinanzierung. Das Aus-fallrisiko führt zu hohen Risikoaufschlägen, so dass keine wirtschaftlich tragfähige Projekt-finanzierung mit langer Laufzeit für kleinere Unternehmen mittlerer Bonität möglich ist. Daher sollte dieses Risiko aus Sicht des BDEW durch eine staatliche Besicherung abgefe-dert werden. Eine staatliche Besicherung von PPAs kann Kredit- und Ausfallrisiken durch den PPA-Abnehmer sowie das Bonitäts- und Ausfallrisiko für den EE-Betreiber und die fi-nanzierenden Banken abfedern und senkt insgesamt die PPA-Preise. 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 mit-telständischen Abnehmern PPAs anbieten.\r\n15.\r\nStrom aus kleinen Biogasanlagen bleibt wegen der nicht mehr nennenswert reduzierba-ren Substratkosten dauerhaft eine vergleichsweise teure Erneuerbare Energie mit hohen variablen Kosten. Für eine Anschlussförderung müssen aus der EEG-Vergütung fallende Anlagen eine höhere Flexibilisierung und die Nutzung der Abwärme gewährleisten. Ein Fortbestand der aktuellen Ausschreibungsbedingungen führt also ohne weitere Maßnah-men zu einer jährlichen Einsparung an EEG-Förderung und sollte daher aus Sicht des BDEW beibehalten werden. Parallel hierzu muss allerdings § 39g Abs. 6 EEG 2023 hin-sichtlich der Berechnungsmethodik der Anschlussförderung klarstellend angepasst wer-den, um weitere Rechtsstreitigkeiten hierzu zu vermeiden und die Perspektive für eine entsprechende Anschlussförderung der Anlagen nicht zu gefährden.\r\n16.\r\nBei Offshore-Windparks bestehen erhebliche Einsparpotenziale bei den Kosten der Netz-anbindung durch eine verpflichtende Überbauung in volkswirtschaftlich sinnvollem Maße. Zudem können die Systemkosten (in €/MWh) durch eine weniger dichte Bebauung in der deutschen AWZ und grenzüberschreitenden Flächenkooperation mit den Nachbar-ländern im Nord- und Ostseeraum um circa 11% reduziert werden, ohne die Ausbauziele in Frage zu stellen (siehe Fraunhofer IWES 2026). Weitere Kostensenkungspotenziale ent-stehen durch den koordinierten Weiterbetrieb bestehender und im Bau befindlicher Offshore-Windparks über 25 Jahre hinaus und eine Verlängerung des Genehmigungszeit-raums auf 35 Jahre für zukünftige Anlagen (siehe BDEW-Stellungnahme 2025).\r\nSeite 24 von 28\r\n17.\r\nDie aktuelle Gesetzeslage sorgt dafür, dass die EEG-Förderung bei Neuanlagen und neu bezuschlagten Anlagen bereits bei viertelstündlichen negativen Börsenstrompreisen ent-fällt. Das EEG 2023 bietet für Anlagen bis zum Inbetriebnahmejahr 2015 die Möglichkeit, gegen einen Vergütungs-Aufschlag von 0,6 ct/kWh für den verbleibenden Förderzeitraum auf Förder-Zahlungen bei negativen Preisen zu verzichten. Gleiches gilt für jüngere EEG-Anlagen mit einer Leistung unter dem jeweils geltenden Schwellenwert für eine Negative-Preise-Regelung. Um noch mehr Anlagenbetreibern die Möglichkeit zu geben, zur Verrin-gerung der negativen Preiszeiten beizutragen und damit das EEG-Konto zu entlasten, sollten aus Sicht des BDEW daher Möglichkeiten für Anlagen der Inbetriebnahmejahre ab 2016 geschaffen werden, für die bereits eine Negative-Preise-Regelung mit längerem Zeit-bezug gilt. Sie könnten gegen eine moderate Anhebung der EEG-Vergütung in den § 51 bzw. 51a EEG 2023 (n.F.) optieren und auf die Vergütung bei negativen Preisen verzich-ten. Dabei sollte nach Technologien sowie nach Inbetriebnahmejahren differenziert werden. Um die Zeiten negativer Preise wirklich zu verringern, sollten die Betreiber bei negativen Preisen nicht einspeisen dürfen.\r\n18.\r\nDie 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 eine Sanktionierung mit kleinen Beträgen weit unter dem Verwaltungsaufwand. Dies macht sich insbesondere an den Sanktionszah-lungspflichten selbst für Kleinst-Anlagen mit Kleinst-Beträgen von 1,20 Euro/Kalendermo-nat bemerkbar. Außerdem sieht die Regelung Korrekturabrechnungen für die Vergangen-heit vor, weil sich nachträglich die Sanktion geändert hat, ohne dass dies zeitlich limitiert ist. Zu besonders viel unnötigem Aufwand für alle Beteiligten führt die Sanktion bei nicht rechtzeitiger Anmeldung zu einer Veräußerungsform (§ 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023). An de-ren Stelle sollte die alleinige Ablehnung über die Marktkommunikation bei fristgerechter Anmeldung treten. Im Übrigen hat für kleinere Anlagen hier bereits die Einführung der unentgeltlichen Abnahme und die automatische Zuordnung zu dieser Veräußerungsform bei Nichtmeldung zu sinnvollen Lösungen geführt. Entbürokratisiert wird die Regelung durch eine Streichung der nachträglichen Änderung von Sanktionen bzw. Begrenzung auf das jeweils vorangegangene Kalenderjahr. Hier würde eine einheitliche Strafzahlung bei Pflichtverstößen mit einer Abrechnung pro Monat zu einer erheblichen Entlastung führen. Es entstünden geringere Belastungen bei Netzbetreibern durch die Anwendung von § 52 EEG 2023 bei Forderungsermittlung und -durchsetzung. Daher schlägt der BDEW die Streichung von § 52 Abs. 1 Nr. 9 EEG 2023 vor.\r\n19.\r\nAufgrund der Anforderungen in § 33 Abs. 4 EEG 2012 müssen Marktintegrationslagen (MIM-Anlagen), also grundsätzlich Aufdach-Solarstromanlagen, die ab 1. April 2012 bis 31.\r\nSeite 25 von 28\r\nDezember 2013 in Betrieb genommen worden sind, eine separate Erzeugungsmessung für die entsprechenden MIM-Module haben. Zudem besteht eine Pflicht zum 10%igen Eigen-verbrauch. Eine Verbesserung wäre die Streichung der Vorgabe einer separaten Erzeu-gungsmessung für entsprechende MIM-Module, um bei Erweiterungen keinen Auf-wuchs mehr mit Messkonzepten in der Kaskade entstehen zu lassen (Generatorzähler wird nach aktuell geltendem EEG nicht mehr benötigt). Damit würde eine vereinfachte Messung (keine Kaskade), eine vereinfachte Abrechnung, eine vereinfachte Anlagener-weiterung und eine Minimierung von Kundenbeschwerden erreicht werden. Zudem schlägt der BDEW die Streichung der gesetzlichen und entsprechend sanktionierten Pflicht eines 10 %-igen Eigenverbrauchs vor. 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 erwartet daher, dass diese Regelungen in der anstehenden EEG-Novelle be-rücksichtigt werden.\r\n20.\r\nDie Ausfallvergütung für Anlagen > 100 kW gemäß § 21 Abs. 1 Nr. 2 EEG kann bis zu ei-ner Dauer von 3 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten, max. aber 6 Kalendermonate pro Kalenderjahr, in Anspruch genommen werden. Die derzeitigen Regelungen zur Di-rektvermarktung zwingen Netzbetreiber zu sehr komplexen und zeitraubenden Prüf- und Umsetzungsprozessen. Insbesondere hervorzuheben sind folgende Punkte: Die nachträg-liche Korrektur der Bilanzkreiszuordnung der Stromeinspeisung einer Anlage in der Direkt-vermarktung, die sich nach der Inbetriebnahme als nicht förderfähig herausstellt, ist in den Marktprozessen nur zeitlich begrenzt vorgesehen und erfordert regelmäßig aufwän-dige Einzelfallklärungen zwischen Netzbetreiber und Direktvermarkter. Bei der Ausfallver-gütung ist die Überwachung der Fristen und Begrenzungen IT-technisch hochkomplex und in der Umsetzung aufwändig und fehleranfällig. Die Frist zur Mitteilung des erstmaligen Einstiegs in eine Veräußerungsform und die zugehörige Zahlung bei Verstoß gegen diese Frist ist nicht praxisgerecht, da die Bilanzkreisanmeldung erst nach Zählereinbau möglich ist, welcher häufig erst kurz vor der Inbetriebnahme der Anlage erfolgt. Die Ausfallvergü-tung sollte sich stattdessen lediglich über eine bestimmte Maximalzahl von aufeinan-derfolgenden Monaten erstrecken, die so zu bemessen ist, dass nach der allgemeinen Erfahrung ein Wiedereinstieg in die verpflichtende Direktvermarktung möglich ist. Rege-lungen zur Präzisierung der Vorgaben für die Ausfallvergütung waren im Regierungsent-wurf des EnWG-Omnibus-Gesetzes bereits vorgesehen, das aber wegen Bruchs der letz-ten Regierungskoalition nicht weiterverfolgt worden ist. Der BDEW schlägt daher vor, dass diese Regelungen in der anstehenden EEG-Novelle berücksichtigt werden.\r\nSeite 26 von 28\r\n21.\r\nDer Netzbetreiber ist gemäß § 36h Abs. 1 i. V. m. § 36j EEG verpflichtet, den anzulegen-den Wert für Windenergieanlagen an Land auf Grundlage des Zuschlagswerts und des Korrekturfaktors des Gütefaktors auf Basis eines vom Anlagenbetreiber vorzulegenden Gutachtens zu berechnen. Der anzulegende Wert muss nach 5, 10 und 15 Jahren über-prüft und ggf. auch rückwirkend angepasst werden. Zu viel oder zu wenig geleistete Zah-lungen oberhalb einer Bagatellgrenze müssen ausgeglichen werden. Rückzahlungsansprü-che des Netzbetreibers müssen verzinst werden. Es ist nicht nachvollziehbar, warum die Berechnung durch den Netzbetreiber erfolgen soll, zumal der Gütefaktor nach § 36h Abs. 3, 4 EEG durch ein vom Anlagenbetreiber zu beauftragendes Gutachten nachgewiesen werden muss. Die Erstellung eines solchen Gutachtens ist für die Validität der Berechnung ausreichend. Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass durch die möglichen Zusatzgebote nach § 36j EEG die Komplexität der Berechnung weiter zunimmt. Im Kontext mit der vor-gesehenen regelmäßigen Überprüfung nach § 36h Abs. 2 EEG entsteht dem Netzbetreiber ein unnötig hoher Zusatzaufwand und das Risiko, den anzulegenden Wert falsch zu be-rechnen. Die Berechnung des anzulegenden Werts sollte daher Bestandteil des Gutach-tens zum Nachweis des Gütefaktors sein. Bezüglich der rückwirkenden Abrechnungskor-rekturen im Zuge der turnusmäßigen Überprüfung sollte zumindest gesetzlich klargestellt werden, dass die ggf. erforderlichen Ausgleichszahlungen nicht als nachträgliche Korrek-turen für die vorangegangenen Kalenderjahre im Sinne von § 20 EnFG zu behandeln sind, sondern als zusätzliche Abrechnung im Jahr der Überprüfung des anzulegenden Werts (d.h. keine Stornierung und Neuabrechnung zurückliegender Abrechnungsjahre). Außerdem sollte auf die Verzinsung von Rückforderungsansprüchen verzichtet werden.\r\n22.\r\nDie Förderung für Solaranlagen des ersten Segments darf gemäß §§ 38, 38h, 39 EEG nur ausgezahlt werden, wenn zusätzlich zum erteilten Ausschreibungszuschlag von der BNetzA eine Zahlungsberechtigung ausgestellt wird. Der Anlagenbetreiber muss bei Ge-botsabgabe für Solaranlagen des zweiten Segments einen Projektsicherungsbeitrag an die BNetzA bezahlen, der nach Zuschlagserteilung von der BNetzA an den zuständigen Über-tragungsnetzbetreiber überwiesen wird. Der Verteilnetzbetreiber muss nach Inbetrieb-nahme der Anlage den Projektsicherungsbeitrag dem Anlagenbetreiber auszahlen und kann sich diesen vom Übertragungsnetzbetreiber erstatten lassen. Hinsichtlich der Zah-lungsberechtigung für Solaranlagen des ersten Segments fordert der BDEW künftig eine abschließende Prüfung der Sachlage durch die BNetzA und nicht durch den Netzbetrei-ber. Dies gilt insbesondere für die Vorlage einer baulichen Anlage, eines Bebauungsplans und eines Moorbodens. Auch das Verfahren für den Projektsicherungsbeitrag für Solaran-lagen im zweiten Segment ist unnötig aufwändig ausgestaltet. Analog zu den bei anderen Ausschreibungssegmenten von den Anlagenbetreibern bei der BNetzA zu hinterlegenden Sicherheitszahlungen sollte die BNetzA auch die Projektsicherungsbeiträge nach\r\nSeite 27 von 28\r\nInbetriebnahme der Anlage wieder unmittelbar dem Anlagenbetreiber erstatten. Hierfür hat der Anlagenbetreiber der BNetzA den Zeitpunkt und den Umfang der Realisierung entsprechend nachzuweisen.\r\n23.\r\nKünftig müssen sich Prosuming-Anwendungen stärker systemdienlich verhalten und be-nötigen dafür die passenden Rahmenbedingungen. Der Betrieb von Hausspeichern darf nicht – wie derzeit – einen Anreiz haben, Strom ohne Dämpfung der Mittagsspitze einzu-speichern. Durch Anreize im Zuge des BNetzA-Festlegungsverfahrens zur Marktintegra-tion von Speichern und Ladepunkten (MiSpeL) könnten auch Speicher nachgerüstet oder im Bestand auf eine systemdienliche Fahrweise umgestellt werden.\r\n24.\r\nAnlagen, die nach 20 Jahren aus der EEG-Förderung fallen, erhalten heute eine Anschluss-förderung in der Höhe des Börsenpreises, reduziert um die Vermarktungskosten der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Die Anschlussvergütung könnte an eine starke Ein-speisebegrenzung zur Mittagszeit gekoppelt werden. Dazu ist die genaue Beschreibung des technischen Konzepts für die Umsetzung der Einspeisebeschränkung erforderlich.\r\n25.\r\nEine Möglichkeit zur Versorgung von gewerblichen Abnehmern mit Grünstrom sind Di-rektlieferungen aus Wind- und PV-Anlagen. Wird die derzeitige Obergrenze durch das Erfordernis des „unmittelbaren räumlichen Zusammenhangs“ im EEG (§ 3 Nr. 16 und § 21b Abs. 4 Nr. 2. a) für EE-Erzeuger und Abnehmer für Direktlieferungen aufgehoben, werden wesentlich mehr Anwendungen möglich, ohne das Netz mit zusätzlichen Strom-mengen aus Erneuerbaren zu belasten.\r\n26.\r\nDerzeit zählt die Schaffung einfacher Vergabe- und Auskunftsprozesse für Netzan-schlüsse zu den zentralen Herausforderungen bei der Transformation unseres Energiesys-tems.\r\n27.\r\nDamit Kostendämpfungspotenziale im Stromnetz gehoben werden können, bedarf es an-gepasster rechtlicher und regulatorischer Rahmenbedingungen. Der BDEW hat in seinem im Juni 2025 veröffentlichten Papier „Optionen zur Netzkostendämpfung“ dafür eine Reihe an Vorschlägen vorgelegt.\r\n28.\r\nDer BDEW erkennt die Notwendigkeit eines beihilferechtlichen Vorbehalts im EEG an. Al-lerdings sollte dieser aus den Erfahrungen mit der Vergangenheit, gerade hinsichtlich des „Solarpaketes 2024“, künftig so ausgestaltet werden, dass die unter Anwendungsvorbe-halt gestellten EEG-Regelungen nicht auf diejenigen Anlagen angewandt werden, die vor einer entsprechenden beihilferechtlichen Genehmigung in Betrieb genommen werden bzw. an für einen Ausschreibungstermin vor der Genehmigung ein Gebot abgegeben ha-ben. Eine rückwirkende Anwendung entsprechender Regelungen ist speziell im Segment der gesetzlichen Förderung zu vermeiden, weil diese immer einen weiteren\r\nSeite 28 von 28\r\nUmsetzungsaufwand bei den Anschluss-Netzbetreibern nach sich zieht. Die beihilferechtli-chen Genehmigungen verhindern eine entsprechende Rückwirkung normalerweise nicht, weil sie allermeist nicht darstellen, ob sie auch rückwirkend gelten oder erst für Anlagen mit Inbetriebnahme/Gebotstermin ab Genehmigung.\r\nAnsprechpartnerin\r\nDr. Ruth Brand-Schock\r\nGeschäftsbereich Erzeugung und Systemin-tegration\r\nTelefon: +49 30 300199-1310\r\nE-Mail: ruth.brand-schock@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":"2026-02-23"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023146","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der THG-Minderungsquote im Verkehr (BImSchG und BImSchV)","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5f/65/709622/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230016.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, 24. Februar 2026\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 Gesetzentwurf eines Zweiten Gesetzes\r\nzur Weiterentwicklung der Treibhausgasminderungs-\r\nQuote für den Verkehr\r\nStand: Gesetzentwurf der Bundesregierung vom 19. Dezember 2025\r\n(Bundesrat-Drucksache 778/25)\r\nSeite 2 von 16\r\nInhalt\r\n1 Einleitung .......................................................................................................... 3\r\n2 Zusammenfassung der Kernforderungen des BDEW ........................................... 5\r\n3 Änderungsvorschläge des BDEW im Einzelnen .................................................... 6\r\n3.1 Zu Artikel 1: Anpassung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes ................... 6\r\n3.1.1 Zu § 37a Abs. 1 BImSchG-E: Wasserfahrzeuge ............................................... 6\r\n3.1.2 Zu § 37a Abs. 4 BImSchG-E: Fortschreibung der THG-Quote über das Jahr\r\n2030 hinaus .................................................................................................... 6\r\n3.1.3 Zu § 37a Abs. 4 BImSchG-E: THG-Quote in den Kalenderjahren 2027 – 2029 7\r\n3.1.4 Zu § 37a Abs. 5 Nr. 8 BImSchG-E: Zusätzliche Erfüllungsoptionen ................ 8\r\n3.1.5 Zu § 37b Abs. 8 BImSchG-E: Vor-Ort-Kontrollen ............................................ 8\r\n3.1.6 Zu § 37c Abs. 2 BImSchG-E: Pönalen .............................................................. 9\r\n3.1.7 Zu § 37h BImSchG-E: Mechanismus zur Anpassung der THG-Quote ............. 9\r\n3.2 Zu Artikel 2: Änderung der 37. BImSchV ...................................................... 10\r\n3.2.1 Zu § 2 37. BImSchV-E: Begriffsbestimmungen ............................................. 10\r\n3.2.2 Zu § 3 Abs. 5 Satz 1 37. BImSchV-E: Mehrfachanrechnung von\r\nstrombasierten Kraftstoffen ......................................................................... 10\r\n3.2.3 Zu § 3b Abs. 1 37. BImSchV-E: Mindestanteil an erneuerbaren Kraftstoffen\r\nnicht biogenen Ursprungs ............................................................................ 10\r\n3.2.4 Zu § 16 37. BImSchV-E: Ausstellung von Nachweisen .................................. 11\r\n3.2.5 Zu § 19 37. BImSchV-E: Anforderungen an Massenbilanzsysteme .............. 12\r\n3.2.6 Zu § 48 37. BImSchV-E: Datenübermittlung ................................................. 12\r\n3.3 Zu Artikel 3: Änderung der 38. BImSchV ...................................................... 13\r\n3.3.1 Zu §§ 5 bis 7 38. BImSchV-E: Weiterentwicklung der Anrechnung von\r\nFahrstrom ..................................................................................................... 13\r\n3.3.2 Zu § 5 Abs. 3 38. BImSchV-E: Mehrfachanrechnung von Fahrstrom ........... 14\r\n3.3.3 Zu §§ 6ff. 38. BImSchV-E: Nachweisführung über die Vorlage von\r\nZulassungsbescheiden .................................................................................. 14\r\nSeite 3 von 16\r\n3.3.4 Zu § 8 38. BImSchV-E: Mitteilung der energetischen Menge ...................... 15\r\n3.3.5 Zu § 14 38. BImSchV-E: Mindestanteil fortschrittlicher Biokraftstoffe ........ 15\r\n1 Einleitung\r\nDas Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit\r\n(BMUKN) hat als federführendes Ministerium am 19. Dezember 2025 den Gesetzentwurf für\r\nein Zweites Gesetz zur Weiterentwicklung der Treibhausminderungs-Quote vorgelegt. Der\r\nGesetzentwurf dient der Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (EU) 2023/2413 (sog.\r\nRED III) für den Verkehr. Außerdem werden die Vorgaben der Verordnung (EU) 2023/2405\r\n(ReFuelEU Aviation) für den Einsatz erneuerbarer Kraftstoffe im Flugverkehr und die Vorgaben\r\nder Durchführungsverordnung (EU) 2022/996 hinsichtlich der Zertifizierung von erneuerbaren\r\nKraftstoffen nicht biogenen Ursprungs umgesetzt.\r\nDas Artikelgesetz sieht hierfür insbesondere Anpassungen im BImSchG (§§ 37a bis h) sowie\r\nÄnderungen der Verordnung zur Anrechnung von strombasierten Kraftstoffen und mitverarbeiteten\r\nbiogenen Ölen auf die Treibhausgasquote (37. BImSchV) und der Verordnung zur\r\nFestlegung weiterer Bestimmungen zur Treibhausgasminderung bei Kraftstoffen (38. BIm-\r\nSchV) vor. Weitere (Folge-)Änderungen betreffen die 36. BImSchV und die Biokraftstoff-Nachhaltigkeitsverordnung.\r\nAußerdem wird zur Verbesserung der Betrugsprävention festgelegt,\r\ndass Erneuerbare Kraftstoffe nur noch anrechenbar sind, wenn Vor-Ort-Kontrollen durch\r\nstaatliche Kontrolleure möglich sind.\r\nDer Bundesrat hat am 30. Januar 2026 seine Stellungnahme zum Gesetzentwurf beschlossen\r\n(Bundesratdrucksache 778/25(B). Die Gegenäußerung der Bundesregierung wird für Mitte\r\nFebruar erwartet.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft – BDEW e.V. vertritt die Interessen\r\neiner Vielzahl von Unternehmen der Energiewirtschaft, die Strom für den Verkehr (Ladesäulenbetreiber),\r\nklimaneutrale Kraftstoffe einschließlich Wasserstoff sowie Biomethan und Bio-\r\nLNG für Gasfahrzeuge erzeugen und für den Endverbrauch bereitstellen. Die vom BDEW vertretenen\r\nUnternehmen nehmen regelmäßig als Dritte und in einigen Fällen auch als Verpflichtete\r\nam Treibhausgasquotenhandel teil. Der BDEW tritt für einen technologieoffenen und\r\nmarktbasierten Ansatz bei der Erfüllung der europäischen Vorgaben und nationalen Klimaschutzziele\r\nfür den Verkehr unter Nutzung eines breiten Spektrums alternativer Fahrzeugantriebe\r\nund Kraftstoffe ein, da jede alternative Antriebsform spezifische Vorteile aufweist und\r\nalle Alternativen zur Erreichung der Klimaschutzziele im Verkehr erforderlich sein werden.\r\nSeite 4 von 16\r\nDer BDEW hat sich mit seinem Eckpunktepapier zur Umsetzung der RED III im Verkehr vom 24.\r\nMai 2024 bereits frühzeitig positioniert und am 15. Juli 2025 seine Stellungnahme zum Referentenentwurf\r\nvorgelegt.\r\nDer BDEW begrüßt den Gesetzentwurf ausdrücklich, da er wesentliche Elemente und Leitplanken\r\ndes BDEW-Eckpunktepapiers und der BDEW-Stellungnahme aufgreift. Dies betrifft insbesondere\r\ndie zielgerichtete und ambitionierte Weiterentwicklung des bestehenden Treibhausgasquotenhandels,\r\ndie ambitionierte Fortschreibung der Anforderungen bis zum Jahr\r\n2040 r sowie das Beibehalten des Zusammenspiels von Effizienzfaktoren und Mehrfachanrechnungen\r\nfür bestimmte Erfüllungsoptionen mindestens bis zum Jahr 2030.\r\nDer Gesetzentwurf enthält darüber hinaus eine Reihe wichtiger Regeln zur Eindämmung von\r\nBetrug mit Biokraftstoffen, darunter\r\n die Nichtanrechenbarkeit von Biokraftstoffen, die im Zusammenhang mit der Palmölproduktion\r\nstehen, womit potenzieller Deklarationsbetrug rund um palmölbasierte Kraftstoffe\r\ndeutlich erschwert wird, und\r\n die Verschärfung von Kontrollinstrumenten, insbesondere die Kopplung der Anrechenbarkeit\r\nan die Ermöglichung von Vor-Ort-Kontrollen und die Verpflichtung der Zertifizierungsstellen\r\nzu Kontrollen mittels repräsentativer Stichproben.\r\nDie im Gesetzentwurf vorgesehenen Regeln zur Eindämmung von Betrug mit Biokraftstoffen\r\nsind nachdrücklich zu begrüßen und müssen dringend beibehalten werden, um potenziellen\r\nBetrug mit THG-Minderungen im Kraftstoffbereich wirksam zu unterbinden und den THGQuotenmarkt\r\nzu stabilisieren.\r\nDer Gesetzesentwurf sollte so schnell wie möglich vom Bundestag verabschiedet und zusammen\r\nmit den geplanten Verordnungsänderungen in Kraft gesetzt werden.\r\nDer BDEW nimmt zum Gesetzesentwurf und zur Stellungnahme des Bundesrates wie im Folgenden\r\ndargelegt Stellung.\r\nSeite 5 von 16\r\n2 Zusammenfassung der Kernforderungen des BDEW\r\nEs ist ein Prüfauftrag für die Bundesregierung aufzunehmen, demzufolge eine technologieoffene\r\nÜberprüfung und ein Monitoring zu der Entwicklung der Erfüllungsoptionen und der\r\nMehrfachanrechnungen für die Verpflichtungsjahre nach 2030 frühzeitig stattfinden muss, mit\r\ndem Ziel, die Vorgaben an die Treibhausgasreduktion ggf. weiter anzuheben und an das Ziel\r\nder Treibhausgasneutralität 2045 auszurichten.\r\nEs bedarf für den Zeitraum 2027 bis 2029 einer Übergangsregelung für die Übertragung der\r\nÜbererfüllung aus den Jahren 2024, 2025 und 2026. Gleichzeitig ist die THG-Minderungsquote\r\nin den Jahren 2027 – 2029 anzuheben, um die zu erwartenden übertragenen Übererfüllungen\r\nauszugleichen, die Nachfrage nach erneuerbaren Kraftstoffen zu stabilisieren und damit die\r\nFunktionsfähigkeit des Quotenmarktes zu sichern.\r\nZur Unterstützung des Wasserstoffhochlaufs bedarf es – wie auch vom Bundesrat gefordert -\r\neiner über den Gesetzentwurf hinausgehenden Anhebung der Mindestquote für erneuerbare\r\nKraftstoffe nicht biogenen Ursprungs. Hierbei ist möglichen Wechselwirkungen mit der Nachfrage\r\nnach anderen Erfüllungsoptionen durch eine entsprechend ambitionierte Ausgestaltung\r\nder THG-Reduktionsvorgabe zu begegnen.\r\nDie Abrechnung tatsächlich verwendeter energetischer Mengen an Fahrstrom im Quotenhandel\r\nsollte auch für nicht-öffentlich zugängliche Ladepunkte zugelassen werden, sofern die\r\nAnforderungen an die Nachweisführung in gleichwertiger Weise erfüllt werden.\r\nZur Betrugsprävention im Bereich Elektromobilität bedarf es einer weitergehenden Digitalisierung\r\nder Antragsverfahren und einer Kompetenzerweiterung des Umweltbundesamtes.\r\nDer Mindestanteil an fortschrittlichen Biokraftstoffen sollte deutlich angehoben werden. Die\r\nBeendigung der Doppelanrechnung für über den Mindestanteil an fortschrittlichen Biokraftstoffen\r\nhinaus in Verkehr gebrachte fortschrittliche Biokraftstoffe ist grundsätzlich zu unterstützen.\r\nJedoch sollte die Doppelanrechnung für die Rohstoffe Bioabfall (Anlage 1 Nr. 3) sowie\r\nGülle, Mist und Klärschlamm (Anlage 1 Nr. 6) beibehalten werden. Diese fallen überwiegend\r\ninländisch an und werden vor allem zur Biogasproduktion eingesetzt.\r\nSeite 6 von 16\r\n3 Änderungsvorschläge des BDEW im Einzelnen\r\n3.1 Zu Artikel 1: Anpassung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes\r\n3.1.1 Zu § 37a Abs. 1 BImSchG-E: Wasserfahrzeuge\r\nDer Gesetzentwurf sieht gegenüber dem RefE keine Ausweitung des Treibhausgasquotenhandels\r\nauf Kraftstoffe für Wasserfahrzeuge mehr vor. Aus Sicht des BDEW ist nachvollziehbar,\r\ndass die am 1. Januar 2025 in Kraft getretene „FuelEU Maritime“-Verordnung (EU) 2023/1805\r\ndas Schlüsselinstrument für die Erhöhung der Anteile erneuerbarer und kohlenstoffarmer\r\nKraftstoffe im Kraftstoffmix des internationalen Seeverkehrs sowie die Verringerung der Treibhausgasintensität\r\nder an Bord verwendeten Energie sein soll.\r\nLieferungen von Otto- und Dieselkraftstoffen an nicht vom Anwendungsbereich der\r\nFuelEUMaritime betroffene Wasserfahrzeuge (z. B. Binnenschifffahrt) sollten jedoch grundsätzlich\r\nin den Anwendungsbereich des nationalen Treibhausgasquotenhandels aufgenommen\r\nwerden. Demzufolge wären diese Kraftstoffmengen bei der Bestimmung des Referenzwertes\r\nzu berücksichtigen. Gleichermaßen sollten auch Erfüllungsoptionen, die in solchen Wasserfahrzeugen\r\nzum Einsatz kommen, auf die Treibhausgasquote angerechnet werden dürfen.\r\n3.1.2 Zu § 37a Abs. 4 BImSchG-E: Fortschreibung der THG-Quote über das Jahr 2030 hinaus\r\nDer BDEW begrüßt die Fortschreibung der THG-Minderungsquote über das Jahr 2030 hinaus,\r\nda dies Planungs- und Rechtssicherheit bei den Verantwortlichen und den Erzeugern erneuerbarer\r\nKraftstoffe und Betreibern von Ladeinfrastruktur sowie für den Hochlauf neuer innovativer\r\nErfüllungsoptionen schafft. Mit dem gesetzlich verankerten Ziel des Bundes-Klimaschutzgesetzes\r\nin 2045 klimaneutral zu sein, erscheint der Zielwert von 59 Prozent in 2040 jedoch\r\nnicht ausreichend ambitioniert. Auch vor dem Hintergrund des gegenüber dem RefE erheblich\r\nreduzierten Anwendungsbereichs ist vielmehr eine deutliche weitere Anhebung erforderlich.\r\nDas Bundes-Klimaschutzgesetz verpflichtet die Bundesregierung, bis spätestens März 2026 ein\r\nsektorweites Klimaschutzprogramm mit geeigneten Maßnahmen zur Erreichung der nationalen\r\nKlimaschutzziele vorzulegen. Es ist davon auszugehen, dass dieses Programm auch für den\r\nVerkehrssektor zusätzliche Minderungsmaßnahmen enthalten wird, die Fahrverhalten, Fahrleistung,\r\nFahrzeugflotte und Verkehrsinfrastruktur in den kommenden Jahren beeinflussen\r\nwerden.\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW vor, einen Prüfauftrag für die Bundesregierung aufzunehmen,\r\ndemzufolge eine technologieoffene Überprüfung und ein Monitoring zu der Entwicklung\r\nder Erfüllungsoptionen und der Mehrfachanrechnungen für die Verpflichtungsjahre\r\nSeite 7 von 16\r\nnach 2030 frühzeitig stattfinden muss, mit dem Ziel, die Vorgaben an die Treibhausgasreduktion\r\nggf. weiter anzuheben und an das Ziel der Treibhausgasneutralität 2045 auszurichten.\r\nZu beachten ist, dass es auf EU-Ebene noch keine fixierte Fortschreibung der Erneuerbare-\r\nEnergien-Ziele bis 2040 gibt. Abweichende europäische Zielsetzungen – z. B. aus einer noch zu\r\nverabschiedenden „RED IV“ – drohen, den vorgesehenen Pfad wieder in Frage zu stellen. Die\r\nBundesregierung sollte sich daher für eine Kongruenz und Verlässlichkeit der europäischen\r\nund nationalen Ziele einsetzen – insbesondere mit Blick auf eine mögliche RED IV.\r\n3.1.3 Zu § 37a Abs. 4 BImSchG-E: THG-Quote in den Kalenderjahren 2027 – 2029\r\nDie 38. BImSchV wurde zuletzt durch Artikel 1 der Verordnung vom 25. November 2024 (BGBl.\r\n2024 I Nr. 367) geändert: § 4a sieht vor, dass Treibhausgasminderungsmengen, die den nach §\r\n37a Absatz 4 BImSchG festgelegten Prozentsatz in den Verpflichtungsjahren 2024 und 2025\r\nübersteigen, nicht auf die Prozentsätze der Jahre 2025 und 2026 angerechnet werden.\r\nDurch das vorrübergehende Aussetzen der Übertragbarkeit droht im Jahr 2027 eine große\r\nMenge an übertragener Quote aus den Vorjahren in den Markt zu kommen und dort entweder\r\nneue Erfüllungsoptionen zu verdrängen oder eine erhebliche Übererfüllung zu bewirken,\r\ndie wiederum den neuen Mechanismus nach § 37h auszulösen droht. Laut vorläufigen Zahlen\r\nder Generalzolldirektion betrug die für das Verpflichtungsjahr 2027 anrechenbare Menge zur\r\nErfüllung der THG-Quote zum Ende 2024 6,7 Mio. t CO2, was einem Äquivalent von ca. 3 Prozentpunkten\r\nTreibhausreduktion entspricht. Eine mögliche zusätzliche Übererfüllung in den\r\nJahren 2025 und 2026 ist hierbei noch nicht berücksichtigt.\r\nUm ein geordnetes Wiederaufnehmen der Übertragbarkeit zu erreichen, sollte entweder eine\r\nErhöhung der Minderungsvorgabe für 2027 um die über den Zeitraum 2024 bis 2026 erwartete\r\nÜbererfüllung (mindestens drei Prozentpunkte nach aktuellem Wissenstand) oder für den\r\nZeitraum 2027 bis 2029 eine Übergangsregelung getroffen werden, demzufolge eine Übertragung\r\nder Übererfüllung aus den Jahren 2024, 2025 und 2026 nicht nur ins Jahr 2027, sondern\r\nverteilt auf die Verpflichtungsjahre 2027, 2028 und 2029 zugelassen wird. In Ergänzung zu\r\nletzterem Vorschlag ist eine Anhebung der THG-Minderungsquote in den Jahren 2027 bis 2029\r\njeweils um mindestens einen Prozentpunkt zusätzlich gegenüber den Vorschlägen des Gesetzentwurfs\r\nzwingend notwendig, um den Preis auf dem Quotenmarkt zu stabilisieren und eine\r\nabsehbare Übererfüllung zu vermeiden. Auch der Bundesrat spricht sich in seiner Stellungnahme\r\nfür eine Anhebung der THG-Quotenvorgabe für das Jahr 2027 aus, die allerdings noch\r\nzu gering ausfällt.\r\nSeite 8 von 16\r\n3.1.4 Zu § 37a Abs. 5 Nr. 8 BImSchG-E: Zusätzliche Erfüllungsoptionen\r\n§ 37a Abs. 5 Nr. 8 BImSchG-E zufolge soll mittels Elektrolyse erzeugter kohlenstoffarmer Wasserstoff\r\nals zusätzliche nicht-erneuerbare Erfüllungsoption für das Erreichen der Treibhausgasreduktionsvorgaben\r\nnach § 37a Abs. 4 zugelassen werden. Eine Anrechnung auf die Mindestanteile\r\nnach § 3a 37. BImSchV oder eine Mehrfachanrechnung nach § 3 37. BImSchV ist nicht\r\nvorgesehen.\r\nDieses Vorgehen ist grundsätzlich zu begrüßen, wenn die Anrechenbarkeit auf die THG-Quote\r\neine höhere Auslastung der Elektrolyseure ermöglicht. Es ist davon auszugehen, dass aufgrund\r\nder derzeitigen Emissionen des deutschen Strommixes die EU-rechtlich geforderte Treibhausgasreduktion\r\nvon mindestens 70 Prozent im Vergleich zum fossilen Vergleichswert von 94 g\r\nCO₂-Äq./MJ nur im Verbundbetrieb mit der Erzeugung von grünen Wasserstoff nachgewiesen\r\nwerden kann.\r\nEs ist allerdings möglich, dass diese Anrechenbarkeit für bestehende Elektrolyseprojekte in\r\nDeutschland aufgrund der Förderkriterien, die üblicherweise ausschließlich auf erneuerbaren\r\nWasserstoff abstellen, nicht in Anspruch genommen werden könnte. Für eine mögliche Anrechnung\r\nist außerdem zu berücksichtigen, dass die derzeitige Erneuerbare-Energien-Richtlinie\r\neine solche Anrechnung einer nicht-erneuerbaren Erfüllungsoption auf die nationale Zielerreichung\r\nnicht vorsieht.\r\n3.1.5 Zu § 37b Abs. 8 BImSchG-E: Vor-Ort-Kontrollen\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Vollzugsproblematik der THG-Quote, die insbesondere durch\r\nmutmaßlichen Betrug mit importierten Biokraftstoffen entstanden ist, durch Vor-Ort-Kontrollen\r\nangegangen werden soll. Damit das Instrument wirksam ist, reicht jedoch die bloße Möglichkeit\r\nvon Vor-Ort-Kontrollen durch die zuständige Behörde eines EU-Mitgliedstaates nicht\r\naus. Zudem sollten die Vor-Ort-Kontrollen unangekündigt erfolgen. Es sollten nur solche Biokraftstoffe\r\nzugelassen werden, bei denen die vorgesehenen Prüfungen durch die Gutachter\r\nordnungsgemäß durchgeführt wurden.\r\nAus Sicht des BDEW ist zudem unverständlich, warum der im RefE vorgesehene Ausschluss\r\nvon Biokraftstoffen aus Sojaöl nicht weiterverfolgt werden soll. Aus Sicht des BDEW war die\r\nBegründung des RefE nachvollziehbar, dass durch einen unmittelbaren Ausstieg aus der Anrechenbarkeit\r\nvon Sojaöl schädliche Effekte für Natur und Umwelt durch Landnutzungsänderung\r\nwie Entwaldung und Umbruch von Grasland oder Savannenlandschaften verhindert werden\r\nkönnen. Es stehen ausreichende andere abfall- und reststoffbasierte Rohstoffe zur Verfügung,\r\ndie den Einsatz von Sojaöl ersetzen können.\r\nSeite 9 von 16\r\n3.1.6 Zu § 37c Abs. 2 BImSchG-E: Pönalen\r\nFür fortschrittliche Biokraftstoffe und strombasierte Kraftstoffe sollte aus Gründen der Gleichbehandlung\r\nund Technologieoffenheit eine einheitliche Pönale bei Nichterfüllung der energetischen\r\nUnterquoten in Höhe von 120 Euro pro Gigajoule vorgesehen werden.\r\n3.1.7 Zu § 37h BImSchG-E: Mechanismus zur Anpassung der THG-Quote\r\nDer bisherige Mechanismus zur Anpassung der THG-Quote im § 37h soll grundlegend geändert\r\nwerden und künftig nicht nur auf den E-Mobilitätsausbau, sondern alle Erfüllungsoptionen\r\nabstellen. Vor dem Hintergrund des großen Nachholbedarfs bei der Treibhausgasminderung\r\nim Verkehrssektor unterstützt der BDEW grundsätzlich das Anliegen, die THG-Quotenpreise\r\nzu stabilisieren. Dies ist erforderlich, um langfristig Investitionsanreize für einen stabilen\r\nPreis auf dem Quotenmarkt sicherzustellen und innovative neue Erfüllungsoptionen (fortschrittliche\r\nBiokraftstoffe, strombasierte Kraftstoffe, Ausbau der Lade- und Tankinfrastruktur)\r\nzu sichern.\r\nDie im Mechanismus vorgesehene unbegrenzt fortwirkende Erhöhung der THG-Minderung ist\r\nmöglicherweise nicht angemessen flexibel, um auf negative Marktentwicklungen zu reagieren.\r\nBeispielsweise kann die Übererfüllung auf einen konjunkturell- oder krisenbedingten Rückgang\r\nder Fahrleistung zurückzuführen sein. Deswegen sollte eine Erhöhung immer auch von\r\neiner Marktanalyse und Begründung der Bundesregierung begleitet sein und nicht zwingend\r\nunbefristet fortwirken. Je nach Ergebnis der Marktanalyse sollte entschieden werden, ob eine\r\nunbefristete oder befristete Fortführung sinnvoll ist.\r\nEine Anpassung des Quotenpfades stellt jedoch immer auch einen Eingriff in den Markt und\r\ndamit die Geschäftsmodelle und bilateralen Verträge für Quotenberechtigungen dar. Ein solcher\r\nEingriff sollte deswegen immer nur auf Grundlage transparenter und nachvollziehbarer\r\nKriterien und im Markt vorhersehbarer Form erfolgen. Vor diesem Hintergrund sollte die Veröffentlichungspflicht\r\nfür die zuständige Stelle nicht nur auf die Höhe der Übererfüllung abstellen,\r\nsondern einen ausführlichen Bericht zur Marktsituation inklusive der mengenmäßigen\r\nNutzung aller Erfüllungsoptionen und ihrer Treibhausgasminderungen enthalten. Der derzeitige\r\nstatistische Bericht des Hauptzollamtes zur Quotenerfüllung sowie der Evaluationsbericht\r\nder Bundesanstalt für Landwirtschaft und Ernährung (BLE) liegen immer nur mit erheblicher\r\nZeitverzögerung vor (die aktuellen Berichte sind für das Verpflichtungsjahr 2023 verfügbar).\r\nIn Hinblick auf die Betrugsvorwürfe und teilweise bereits aufgedeckten Betrugsvorfälle und\r\nden neuen Maßnahmen zur Betrugsprävention sollte die Bundesregierung dem Bundestag\r\nspätestens ein Jahr nach Inkrafttreten des Gesetzes und danach bis auf Weiteres jährlich einen\r\nErfahrungsbericht vorlegen. Die erforderlichen Daten der zuständigen Stellen (Umweltbundesamt,\r\nHauptzollamt und BLE) werden hierfür ebenfalls jährlich erfasst.\r\nSeite 10 von 16\r\nDer in Absatz 3 eingeräumte Spielraum einer „halben bis eineinhalbfachen“ Übersteigung der\r\nÜbererfüllung ist sehr weit gefasst und sollte nicht „willkürlich“ von der Bundesregierung genutzt\r\nwerden, sondern mit der Zielerreichung der Klimaschutzziele im Verkehr nach dem Bundes-\r\nKlimaschutzgesetz verknüpft werden. In Jahren der Verfehlung der sektoralen Vorgaben\r\nsollte der Spielraum auf das „einfache bis eineinhalbfache“ und in Jahren der Zielerreichung\r\noder Untererfüllung im Verkehr auf das „halbe bis einfache“ Niveau abstellen.\r\n3.2 Zu Artikel 2: Änderung der 37. BImSchV\r\n3.2.1 Zu § 2 37. BImSchV-E: Begriffsbestimmungen\r\nUnter Absatz 15 stellt der Verordnungsentwurf nunmehr ausschließlich auf juristische Personen\r\nab. Zertifizierungsstellen können auch natürliche Personen sein, zum Beispiel Umweltgutachter.\r\nHier sollte die nach geltender Rechtslage vorgesehene weite Auslegung des Personenkreises\r\nunbedingt beibehalten werden, um die gegenwärtige Knappheit an geeigneten Zertifizierungsstellen\r\nnicht weiter zu verschärfen. .\r\n3.2.2 Zu § 3 Abs. 5 Satz 1 37. BImSchV-E: Mehrfachanrechnung von strombasierten Kraftstoffen\r\nMehrfachanrechnung stellt ein wichtiges Instrument für die Unterstützung des Markthochlaufs\r\nvon besonders förderwürdigen Erfüllungsoptionen dar. Das schrittweise Auslaufen dieser\r\nMehrfachanrechnungen ist langfristig notwendig und wurde im Verordnungsentwurf vorausschauend\r\nberücksichtigt. Der Hochlauf von Wasserstoff und strombasierten Kraftstoffen steht\r\njedoch noch ganz am Anfang und ist insbesondere auf dem Zeitpfad noch vielen Unwägbarkeiten\r\nausgesetzt. Um ein attraktives Marktumfeld für die Produktion erneuerbarer Kraftstoffe\r\nund die Bereitstellung von Ladeinfrastruktur sicherzustellen, sollte eine Prüfklausel mit Wirkung\r\nauf das Jahr 2032 aufgenommen werden, um die Mehrfachanrechnungen für strombasierte\r\nKraftstoffe und für Fahrstrom vor dem Hintergrund des dann geltenden Marktumfelds\r\nzu überprüfen und die Anwendung bei Bedarf ggf. fortzuführen bzw. zu strecken.\r\n3.2.3 Zu § 3b Abs. 1 37. BImSchV-E: Mindestanteil an erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen\r\nUrsprungs\r\nMit dem neuen § 3b wird eine neue Unterquote in die 37. BImSchV für die THG-Quotenverpflichteten\r\neingeführt. Gemäß Satz 1 sind die entsprechend anrechenbaren erneuerbaren\r\nKraftstoffe in (den energiesteuerrechtlichen) Verkehr zu bringen. Nach derzeitiger Rechtslage\r\nunterliegt die Verwendung von strombasierten Kraftstoffen und Wasserstoff in einem Verbrennungsmotor\r\naufgrund des im Energiesteuergesetz verankerten Ähnlichkeitsprinzips in der\r\nSeite 11 von 16\r\nRegel der Energiebesteuerung. Der Einsatz von Wasserstoff in Brennstoffzellenfahrzeugen ist\r\nim Allgemeinen jedoch steuerbefreit, weil hier energiesteuerrechtlich nicht von einem Einsatz\r\nals Kraftstoff und daher nicht von einem Energieerzeugnis ausgegangen wird. Gleiches gilt für\r\nden (stofflichen) Einsatz von erneuerbarem Wasserstoff als Zwischenprodukt bzw. Reduktionsmittel\r\nzur Herstellung von Kraftstoffen in Raffinerien.\r\nZur Klarstellung des Gewollten sollte Satz 1 deshalb nicht auf das (energiesteuerrechtliche) Inverkehrbringen,\r\nsondern auf die Nutzung als Erfüllungsoption nach § 37a Abs. 5 Nr. 6 und 7\r\nBImSchG-E abstellen. Der BDEW weist zudem darauf hin, dass der Verweis auf Absatz 2 BImschG\r\nins Leere läuft, da dieser zwischenzeitlich weggefallen ist.\r\nDer BDEW weist daraufhin, dass die im aktuellen Verordnungsentwurf vorgesehenen Mindestanteile\r\nan erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen Ursprungs für die Jahre ab 2030 weit\r\nhinter den Vorschlägen des RefE von Sommer 2025 zurückbleiben. Die Zurückstufung über\r\nden Zeitverlauf lässt sich teilweise über die Veränderungen im Anwendungsbereich (Herausnahme\r\nvon Flug- und Wasserfahrzeugen) sowie die bedauerlichen Verzögerungen beim Hochlauf\r\nder Wasserstoffinfrastruktur. Um diesen Hochlauf nicht noch weiter zu verzögern, sollten\r\ndurch die Mindestanteile ausreichende Anreize für den Einsatz von grünem Wasserstoff in\r\nRaffinerien und Brennstoffzellenfahrzeugen gesetzt werden. Auch der Bundesrat spricht sich\r\nin seiner Stellungnahme für eine (Wieder-)Anhebung der Mindestanteile aus, die sogar noch\r\nüber den ursprünglichen Referentenentwurf hinausgeht.\r\nAus Sicht des BDEW sollten die Mindestanteile für erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs\r\nab 2030 deutlich angehoben werden. Es sollte mindestens eine Anhebung von 1,2 auf\r\n1,5 Prozent, ab 2032 von 1,5 auf 2 Prozent und ab 2034 von 2,5 auf 3 Prozent wieder auf das\r\nursprünglich angesetzte Niveau des RefE erfolgen. Darüber hinaus sollte die Übernahme des\r\nVorschlags des Bundesrates, die Mindestquote noch weiter zu erhöhen, im weiteren Verfahren\r\ngeprüft werden.\r\nFür die Zeit ab 2035 sollte eine Prüfklausel in den Verordnungsentwurf aufgenommen werden,\r\ndie die Verfügbarkeit von strombasierten Kraftstoffen und die Fortschritte beim Hochlauf\r\nder Wasserstoffinfrastruktur bewertet und Vorschläge für eine möglichst ambitionierte weitere\r\nAnhebung des Pfades für den Mindestanteil für die Zeit ab 2035 über die aktuellen Vorschläge\r\ndes Verordnungsentwurfs hinaus vorsieht.\r\n3.2.4 Zu § 16 37. BImSchV-E: Ausstellung von Nachweisen\r\nDie Nachweisführung für die Anrechenbarkeit von erneuerbaren Kraftstoffen nicht biogenen\r\nUrsprungs werden mit dem Verordnungsentwurf an die jüngsten Änderungen der Durchführungsverordnung\r\n(EU) 2022/996 angepasst.\r\nSeite 12 von 16\r\nIm Rahmen der anstehenden Umsetzung der europäischen Anforderungen sollte eine Harmonisierung\r\nder Anforderungen an die Nachweisführung für alle erneuerbare Kraftstoffe ins\r\nAuge gefasst werden. In diesem Zusammenhang kann auch eine Zusammenlegung der Anforderungen\r\nan die Nachweisführung der 37. und 38. BImSchV in eine gemeinsame Regelung erwogen\r\nwerden, um eine Vereinfachung und Verringerung des Verwaltungsaufwandes zu bewerkstelligen.\r\nIn der aktuellen Form werden viele Doppelstrukturen für die „gleichen Moleküle“\r\naufgebaut, nur weil deren Ursprung sich unterscheidet.\r\nFür eine praxisnahe Umsetzung sollte in der Verordnungsbegründung eine Klarstellung im Hinblick\r\nauf Umfang und Häufigkeit der in § 16 Abs. 3 37. BImSchV-E geforderten „repräsentativen\r\nStichproben“ aufgenommen werden, die den hiermit ggf. verbundenen Überwachungsaufwand\r\nauf das unbedingt erforderliche Maß beschränkt.\r\n3.2.5 Zu § 19 37. BImSchV-E: Anforderungen an Massenbilanzsysteme\r\nDer Verordnungsentwurf legt einen ab 2026 hochlaufenden Pfad für den Mindestanteil strombasierter\r\nKraftstoffe (RFNBO) fest. Hierdurch soll insbesondere die Nachfrage nach erneuerbarem\r\nWasserstoff angeregt werden. Das Transportproblem zur Erfüllung dieser Verpflichtungen\r\nin den frühen Jahren wird im Verordnungsentwurf jedoch nicht adressiert, obwohl das Wasserstoffkernnetz\r\nals zentrale Infrastruktur für die Verbindung von Produzenten und Abnehmern\r\ngemäß den Vorgaben des EnWG sukzessive erst bis Ende 2032 vollständig zur Verfügung\r\nsteht.\r\nIn der Übergangsphase, bis das Kernnetz entsprechend ausgebaut ist, können Abnehmer (u. a.\r\nVerpflichtete im Sinne des BImSchG/BImSchV) oftmals nicht oder nur sehr begrenzt physisch\r\nüber ein Netz erreicht werden, obwohl diese einen Anreiz haben, früher erneuerbaren Wasserstoff\r\neinzusetzen, um z. B. selbstproduzierten grauen Wasserstoff zu ersetzen. Diesem\r\nProblem kann durch eine zeitlich bis einschließlich dem Verpflichtungsjahr 2029 befristete nationale\r\nÜbergangsregelung begegnet werden. Mit dieser kann Angebot und Nachfrage zusammengebracht\r\nwerden und insbesondere IPCEI geförderte Projekte in einer Übergangsphase\r\nohne ausreichende Infrastruktur besser ausgelastet werden und Emissionen reduziert werden.\r\nDie Voraussetzungen für die Anwendung einer Übergangsregelung, die eine frühere Auslastung\r\nerster Teilstrecken des Kernnetzes unterstützt, sollten in § 19 der 37. BImSchV festgelegt\r\nwerden.\r\n3.2.6 Zu § 48 37. BImSchV-E: Datenübermittlung\r\nDie als Buchstabe f eingefügte Deutsche Energieagentur ist keine Bundesbehörde, darum ist\r\nder Text wie folgt anzupassen: „1. folgende Bundesbehörden und Organe:“\r\nSeite 13 von 16\r\n3.3 Zu Artikel 3: Änderung der 38. BImSchV\r\n3.3.1 Zu §§ 5 bis 7 38. BImSchV-E: Weiterentwicklung der Anrechnung von Fahrstrom\r\nDer BDEW begrüßt nachdrücklich, dass der Verordnungsentwurf die erhöhte Anrechenbarkeit\r\nvon EE-Strom für Ladevorgänge bei Direktbezug nunmehr auch dann ermöglicht, wenn Speicher\r\nzwischengeschaltet werden. Die Nutzung von Speichern ist zielführend für eine effektive\r\nIntegration von eigenerzeugtem EE-Strom in das Gesamtsystem und sollte deshalb in das THGQuotensystem\r\nintegriert werden.\r\nDer BDEW schlägt zur Konkretisierung den folgenden Einschub nach Satz 2 des § 5 Abs. 5 in\r\nden Gesetzentwurf aufzunehmen:\r\n„Die Strommenge nach Satz 1 kann vereinfachend durch messtechnische Ermittlung der\r\nStrommenge bestimmt werden, die von der Stromerzeugungsanlage direkt oder über\r\neinen Speicher an die Ladeeinrichtung geliefert wird, deren Ladepunkte Gegenstand der\r\nMitteilung nach § 8 sind.“\r\nIm Rahmen der Fortschreibung der 38. BImSchV sollte darüber hinaus die Abrechnung tatsächlich\r\nverwendeter energetischer Mengen an Fahrstrom im Quotenhandel auch für nichtöffentlich\r\nzugängliche Ladepunkte zugelassen werden, sofern die noch zu entwickelnden Anforderungen\r\nan die Nachweisführung in gleichwertiger Weise erfüllt werden. Es ist davon auszugehen,\r\ndass im ÖPNV, bei kommunalen und gewerblichen Fahrzeugflotten und in zunehmendem\r\nMaße auch bei Einzelfahrzeugen an nicht-öffentlichen Ladepunkten eine entsprechende\r\nAbrechnung oder Auslesung mit verhältnismäßigem Aufwand erfolgen kann. Die Betrugsprävention\r\nmuss dasselbe Niveau wie bei öffentlichen Ladepunkten erreichen.\r\nDie eichrechtskonforme Auslesung und Abrechnung von tatsächlich verwendeten Fahrstrommengen\r\nwird perspektivisch für immer mehr Anwendungsfälle möglich werden (vgl. BDEWStellungnahme\r\nzu weiteren notwendigen Änderungen im Mess- und Eichgesetz und in der\r\nMess- und Eichverordnung (bdew.de).\r\nArtikel 27 (1) Buchstabe c Ziffer iii RED III ermöglicht, von mit Solarstrom betriebenen Elektrofahrzeugen\r\n(„solar-electric vehicle“) erzeugte Elektrizität, die für die Bewegung des Fahrzeugs\r\nselbst verwendet wird, in vollem Umfang als aus erneuerbaren Quellen erzeugter Strom anzurechnen.\r\nSolarfahrzeuge sind Verkehrsmittel, die ihre Energie hauptsächlich oder ausschließlich\r\naus Sonnenlicht gewinnen, das von Solarzellen auf dem Fahrzeug in Strom umgewandelt\r\nwird. Entsprechende Fahrzeugkonzepte befinden sich noch in einem frühen Stadium der Entwicklung.\r\nUm die Entwicklung solcher innovativen Fahrzeugkonzepte zu unterstützen, sollte\r\neine geeignete Regelung für die Treibhauseinsparung in § 7 aufgenommen werden.\r\nSeite 14 von 16\r\n3.3.2 Zu § 5 Abs. 3 38. BImSchV-E: Mehrfachanrechnung von Fahrstrom\r\nWie zu § 3 Abs. 5 Satz 1 der 37. BImSchV im vorangegangenen Abschnitt dargelegt, sollte eine\r\nPrüfklausel mit Wirkung auf das Jahr 2032 aufgenommen werden, um die Mehrfachanrechnungen\r\nfür strombasierte Kraftstoffe und für Fahrstrom vor dem Hintergrund des dann geltenden\r\nMarktumfelds zu überprüfen und die Anwendung bei Bedarf ggf. fortzuführen bzw. zu\r\nstrecken.\r\n3.3.3 Zu §§ 6ff. 38. BImSchV-E: Nachweisführung über die Vorlage von Zulassungsbescheiden\r\nUm möglichen Betrug zu verhindern und die Prüfprozesse zu vereinfachen, werden die zusätzlichen\r\nMaßnahmen nach §§ 6ff. begrüßt. Um weitere Betrugsmaschen präventiv zu verhindern,\r\nist es jedoch notwendig, die zuständigen Bundesbehörden mit weiteren Kompetenzen\r\nauszustatten. Dies soll anhand zweier konkreter Sachverhalte dargestellt werden.\r\n1. Nachweise für THG-Quoten für nicht-öffentliche Ladeinfrastruktur werden weiterhin\r\nauf der Basis von Fotos von Fahrzeugscheinen als Nachweis erbracht. Mittels KI-Anwendungen\r\nist es heute sehr leicht, diese massenhaft zu fälschen. Ohne behördliche Unterstützung\r\nbei der Überprüfung der Fahrzeugscheine auf Korrektheit haben Marktteilnehmer\r\njedoch keine Möglichkeit, gefälschte Fahrzeugscheine zu erkennen.\r\n2. Vom Umweltbundesamt ausgestellte Bescheide können gegenüber den quotenverantwortlichen\r\nInverkehrbringern auch mehrfach verkauft werden. Dies könnte zukünftig\r\nauf einfachem Wege durch eine Anpassung der behördlichen Prozesse zwischen Umweltbundesamt\r\nund Hauptzollamt verhindert werden.\r\nSo sollten die Bescheinigungen von Minderungsleistungen und die Einreichung der Minderungsleistungen\r\nzugunsten eines Inverkehrbringers beim Umweltbundesamt gebündelt werden.\r\nDie eigentliche Anrechnung der Minderungsleistungen für den Minderungsverpflichteten\r\nkann weiter durch das Hauptzollamt Frankfurt (Oder) erfolgen. Die Erklärung von Verpflichtungsübernahmen\r\nnach § 5 Abs. 1 38. BImSchV-E sollte zukünftig gegenüber dem Umweltbundesamt\r\nerfolgen statt gegenüber dem Hauptzollamt Frankfurt (Oder).\r\nDafür müsste § 20 Abs. 1 38. BImSchV-E um einen Punkt ergänzt werden:\r\n„5. die Entgegennahme von Erklärungen zur Übernahme von Minderungsverpflichtungen\r\ndurch einen Dritten gemäß §5 Abs. 1 in Verbindung mit § 37a Abs. 6 BImSchG und\r\n§ 37c Abs. 1 BImSchG“.\r\nFür eine effiziente und bürokratiearme Bearbeitung und Prüfung sollte eine weitergehende\r\nDigitalisierung der Antragsverfahren einschließlich der Antragsstellung vorgesehen werden.\r\nSeite 15 von 16\r\nDie Bundesregierung sollte eine Kompetenzerweiterung des Umweltbundesamtes in Erwägung\r\nziehen, um Betrug präventiv zu verhindern. Ferner könnte über die Einführung einer digitalen\r\nPlattform der damit einhergehende Arbeitsaufwand sowohl für die Behörden als auch\r\nfür Marktteilnehmer zusätzlich minimiert werden.\r\nDie im BDEW vertretenen Marktteilnehmer stehen für einen weiteren Austausch mit der Bundesregierung\r\nund den anderen Marktakteuren für eine Eruierung geeigneter Maßnahmen und\r\nLösungswege zur Verbesserung der Betrugsprävention zur Verfügung.\r\n3.3.4 Zu § 8 38. BImSchV-E: Mitteilung der energetischen Menge\r\nDerzeit können die anrechnungsfähigen Fahrstrommengen unterjährig vom UBA bestätigt\r\nwerden. Das heißt, Mengen aus Ladesäulen aus Q1 können einem anderen Quotenverpflichteten\r\nzugeschrieben werden als aus Q2 – Q4. Der Verordnungsentwurf sieht demgegenüber vor,\r\ndass nur eine Anmeldung pro Ladesäule pro Verpflichtungsjahr erfolgen darf. Die Konsequenz\r\nwäre, dass immer erst im Januar/Februar des Folgejahres die Anmeldung der Mengen beim\r\nUBA vorgenommen werden kann. Vertraglich haben sich im Markt aber schon die unterjährigen\r\nAnmeldungen durchgesetzt, da an dem positiven UBA-Bescheid auch Zahlungen gekoppelt\r\nsind. Auch mit Blick auf die Bearbeitungsdauer beim UBA würde der Vorschlag des Verordnungsentwurfs\r\neine große Anzahl von Anträgen im Januar/Februar auslösen, was zu einer\r\nlängeren Bearbeitungsdauer führen würde.\r\nDie Änderung wird mit Betrugsprävention begründet. Diese kann auch vorgenommen werden,\r\nwenn die Änderung wie folgt lauten würde:\r\n„Mitteilungen nach Satz 1 Nummer 1 können für den jeweiligen Ladepunkt für einen\r\nabgrenzbaren Zeitraum nur einmal erfolgen.“\r\n3.3.5 Zu § 14 38. BImSchV-E: Mindestanteil fortschrittlicher Biokraftstoffe\r\nArtikel 25 (1) Buchstabe b RED III schreibt vor, dass der kombinierte Anteil von fortschrittlichen\r\nBiokraftstoffen und strombasierten Kraftstoffen an der Energieversorgung des Verkehrs\r\nim Jahr 2030 mindestens 5,5 Prozent betragen soll, wovon der Anteil strombasierter Kraftstoffe\r\nmindestens einem Prozentpunkt entspricht. Demgegenüber enthält der Verordnungsentwurf\r\nfür 2030 nur einen kombinierten Anteil von 4,7 Prozentpunkten (3,5 Prozentpunkte\r\nfortschrittliche Biokraftstoffe und 1,2 Prozentpunkte strombasierte Kraftstoffe). Zur vollständigen\r\nUmsetzung der Anforderungen der RED III sollte die Summe der Mindestanteile für fortschrittliche\r\nBiokraftstoffe und strombasierte Kraftstoffe (bezogen auf die energetische Menge\r\nder bei der Berechnung des Referenzwertes zu berücksichtigenden Kraftstoffe) mindestens\r\nSeite 16 von 16\r\ndas europarechtlich geforderte Maß ohne Berücksichtigung einer Doppelanrechnung erreichen.\r\nVor dem Hintergrund der vorhandenen Potenziale schlägt der BDEW vor, den Mindestanteil\r\nfür fortschrittliche Biokraftstoffe für die Verpflichtungsjahre 2026 von 2 auf 2,5 Prozent, 2027\r\nauf 3,0 Prozent, 2028 auf 3,5 Prozent, 2029 auf 4 Prozent und 2030 von 3,5 auf mindestens 5\r\nProzent anzuheben.\r\nFür die Jahre nach 2030 sollte der prozentuale Mindestanteil für fortschrittliche Biokraftstoffe\r\nwie im Verordnungsentwurf vorgesehen weiter schrittweise ambitioniert angehoben werden,\r\num die weitere Entwicklung fortschrittlicher Biokraftstoffe zu stärken und gleichzeitig dem sinkenden\r\nEnergiebedarf im Verkehr und dem indirekten Effekt der auslaufenden Mehrfachanrechnungen\r\nanderer Erfüllungsoptionen auf den Referenzwert Rechnung zu tragen.\r\nDer Verordnungsentwurf sieht vor, dass die Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe,\r\ndie in einem Verpflichtungsjahr den Mindestanteil übersteigen, auf die Erfüllung der\r\nVerpflichtung zur THG-Minderung gestrichen wird. Dieser Vorschlag ist in Zusammenhang zu\r\nden im Artikelgesetz vorgeschlagenen Maßnahmen zur Betrugsprävention zu sehen und daher\r\nzu begrüßen. Auch wenn es in der Verordnungsbegründung nicht ausdrücklich erwähnt wird,\r\nkann die Beendigung der Doppelanrechnung für fortschrittliche Biokraftstoffe indirekt einen\r\nBeitrag zur Betrugsprävention leisten, da sie den potenziellen Deklarationsbetrug mit fortschrittlichen\r\nKraftstoffen unattraktiver macht.\r\nEine Fortführung der Doppelanrechnung ist jedoch zwingend für fortschrittliche Biokraftstoffe\r\naus den Rohstoffen nach Anlage 1 Nummer 3 (Bioabfälle im Sinne des Artikels 3 Absatz 4\r\nder Richtlinie 2008/98/EG aus privaten Haushaltungen, die einer getrennten Sammlung im\r\nSinne des Artikels 3 Absatz 11 der Richtlinie 2008/98/EG unterliegen) und Nummer 6 (Gülle,\r\nMist und Klärschlamm) erforderlich. Getätigte Investitionen in Vergärungsinfrastruktur sind\r\nansonsten von der Entwertung bedroht und der weitere Ausbau ist bedroht.\r\nDie Steigerung des Einsatzes von sortierten Bioabfällen und Gülle/Mist als Wirtschaftsdünger\r\nin der energetischen Verwertung ist erklärtes Ziel der Bundesregierung und Teil der Klimaschutzmaßnahmen\r\ndes BMELH. Bisherige Förderrichtlinien waren aber im Vergleich zur Doppelanrechnung\r\nnach geltender Rechtslage des § 14 Abs. 4 der 38. BImSchV weniger wirksam\r\nund sind daher ausgelaufen."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_FRACTIONS_GROUPS","de":"Fraktionen/Gruppen","en":"Parliamentary parties/groups"},{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Umwelt, Klimaschutz, Naturschutz und nukleare Sicherheit (BMUKN)","shortTitle":"BMUKN","url":"https://www.bmuv.de/","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-02-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023147","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für KRITIS-Schutz und Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/90/97/709624/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230017.pdf","pdfPageCount":19,"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 einer\r\nprofessionellen und transparenten Tätigkeit zugrunde. Registereintrag national: R000888. Registereintrag europäisch:\r\n20457441380-38\r\nBerlin, 5. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nDiskussionspapier\r\nImpulse zu sicherheitspolitischen Fragen der Energie- und Wasserwirtschaft\r\nVersion 1.0\r\nSeite 2 von 19\r\nInhalt\r\n1 Executive Summary ........................................................................................... 3\r\n• Resilienz durch Business Continuity Management stärken: ................................. 4\r\n• Cyber-Resilienz durch Informationssicherheits-Management stärken: ................ 4\r\n• Finanzierung erhöhter Schutz- und Resilienzmaßnahmen: .................................. 4\r\n2 Einleitung .......................................................................................................... 6\r\n3 Positionen im Überblick ..................................................................................... 7\r\n3.1 Austausch zur Einsatzverfügbarkeit ermöglichen bzw. verbessern ............... 7\r\n3.2 Ganzheitliche und praxistaugliche Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für die Sicherheitsüberprüfung von Personen ............................................... 8\r\n3.3 Ergänzung des Bundesleistungsgesetzes erforderlich ................................... 9\r\n3.4 Lieferketten sicherstellen (Beispiele aus der Pandemie und der Gasmangellage) .............................................................................................. 9\r\n3.5 Neubewertung von Transparenzpflichten ................................................... 10\r\n3.6 Finanzierung, Kostenanerkennung, Entgelt- und Gebührenfähigkeit für erhöhte Schutz- und Resilienzmaßnahmen ................................................. 10\r\n3.7 Anwendungsbereich des Wassersicherstellungsgesetzes erweitern........... 12\r\n3.8 Schaffung von Rahmenverträgen für Liegenschaften und den Host-Nation-Support ......................................................................................................... 15\r\n3.9 Haftung und Versicherung ............................................................................ 16\r\n3.10 Lehren aus der Ukraine auf den Schutz unserer kritischen Infrastrukturen übertragen .................................................................................................... 17\r\n3.11 Krisenresilienz durch vernetztes Üben und Handeln von Staat, Wirtschaft und Gesellschaft ........................................................................................... 18\r\nSeite 3 von 19\r\n1 Executive Summary\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft bildet die Grundlage für das Funktionieren von Staat, Gesell-schaft und Wirtschaft. Die Mitgliedsunternehmen des BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) nehmen vor diesem Hintergrund eine elementare Aufgabe wahr und tragen Verantwortung hinsichtlich der Bereitstellung zentraler Versorgungs- und Entsorgungs-leistungen. Dies gilt in Friedenszeiten ebenso wie im Spannungs- und Verteidigungsfall. Für die Vorbereitung auf Vorfälle und Krisen in Friedenszeiten hat der BDEW in Reaktion auf den An-schlag mit regionalem Blackout in Berlin das Positionspapier „10 Punkte zur Stärkung der Resi-lienz kritischer Infrastrukturen Energie- und Wasserwirtschaft“ erarbeitet.\r\nAber auch im Zusammenhang mit dem Spannungs- und Verteidigungsfall trägt die Energie- und Wasserwirtschaft zur Umsetzung des ressortübergreifenden nationalen Vorsorge- und Einsatz-plans (Operationsplan Deutschland) bei, der das Zusammenwirken von staatlichen und wirt-schaftlichen Strukturen in Krisen-, Spannungs- und Verteidigungsfällen koordiniert, und so Vor-sorge trifft, um die Handlungsfähigkeit des Landes sicherzustellen.\r\nDas vorliegende Diskussionspapier möchte hier erste sicherheitspolitische Impulse geben, da-mit eine zügige Anpassung der erforderlichen rechtlichen, regulatorischen, organisatorischen und technologischen Rahmenbedingungen erfolgen kann. Das Papier soll darüber hinaus als Grundlage für vertiefende Diskussionen zu den Einzelfragen mit den jeweils dafür relevanten Akteuren dienen.\r\nDie Unternehmen sollen befähigt werden, auch im Krisen- bzw. Verteidigungsfall die Ver- und Entsorgung aufrechtzuerhalten. Der BDEW und seine Mitglieder haben im Rahmen der Corona-pandemie und der „Gaskrise“ zu Beginn des russischen Angriffskriegs gezeigt, dass die Branche in der Lage ist, komplexe Krisenlagen in enger Abstimmung mit Bund, Ländern und Kommunen zu bewältigen. Auf diesen Erfahrungen sollten Staat und Wirtschaft gemeinsam aufbauen. Dazu regt der BDEW Folgendes an:\r\nKernpositionen des BDEW\r\n•\r\nRechtliche Rahmenbedingungen prüfen und wo erforderlich anpassen:\r\no\r\nPrüfung und Ergänzung der rechtlichen Rahmenbedingungen insbesondere für die Wasserwirtschaft, um auch in allen Krisen- und Bedrohungslagen ohne\r\nSeite 4 von 19\r\nformelle Feststellung einer Bedrohungslage schnell handlungsfähig zu sein („Wassersicherstellungsgesetz light“).\r\no\r\nAnpassungsmöglichkeit von qualitativen Parametern für die Ver- und Abwasser-entsorgung.\r\no\r\nFlexibilisierung des Arbeitszeitgesetzes, Bewegungs- und Passierscheine.\r\no\r\nGanzheitliche und praxistaugliche Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für personelle Sicherheit (Sicherheitsüberprüfungen).\r\no\r\nTemporäre Abweichungen von Umwelt- und Qualitätsstandards für die Wasser-wirtschaft parallel zu den Regelungen des EnSiG für Energie ermöglichen; recht-liche Klarstellungen und einheitliche Kriterien (Matrix) erforderlich.\r\n•\r\nKritische Rohstoffe und Lieferketten und Verfügbarkeit von Betriebsmitteln absi-chern:\r\no\r\nIdentifikation kritischer Rohstoffe und Chemikalien; Prüfung der Bildung von Konsortien mit Abnahmegarantien zur Sicherung der Produktion.\r\no\r\nPrüfung einer strategischen, effizienten Lagerhaltung für Versorgungs- und Netz-wiederaufbau.\r\no\r\nAufbau und Vorhaltung der hierfür erforderlichen personellen Fähigkeiten unter Einbeziehung der Kooperation der Netzbetreiber\r\no\r\nFinanzierung der Lager- und Personalkosten über den Verteidigungshaushalt und/oder einen Resilienzfonds.\r\n• Resilienz durch Business Continuity Management stärken:\r\no\r\nAufbau eines systematischen Business Continuity Management (BCM) zur Kri-senvorsorge; Umsetzung der Anforderungen aus CER-Richtlinie und KRITIS-Dach-gesetz; Begleitung durch BDEW-Arbeitsgruppe.\r\n• Cyber-Resilienz durch Informationssicherheits-Management stärken:\r\no\r\nDas digitale Energiesystem der Zukunft erfordert durchgängige „Cyber-Resilienz-by Design“.\r\n• Finanzierung erhöhter Schutz- und Resilienzmaßnahmen:\r\no\r\nKlarer Rechtsrahmen und regulatorisch gesicherte Kosten- und Entgeltanerken-nung für Schutz-, Wiederherstellungs- und Resilienzmaßnahmen (inkl. BCM und Krisenmanagement).\r\no\r\nStaatliche Flankierung sicherheitsbedingter Investitionen zur Wahrung der wirt-schaftlichen Leistungsfähigkeit der Unternehmen.\r\nSeite 5 von 19\r\no\r\nFinanzierung über den von der Schuldenbremse ausgenommenen Verteidi-gungshaushalt sowie über einen einzurichtenden Resilienzfonds.\r\n•\r\nRahmenverträge mit Bundeswehr und für Host-Nation-Support:\r\no\r\nLangfristige Vertragsmodelle zur Sicherstellung von Energie- und Wasserversor-gung militärischer Liegenschaften.\r\no\r\nRechtliche, wirtschaftliche und technische Planungssicherheit für Betreiber.\r\n•\r\nKlärung von Haftungs- und Versicherungsfragen:\r\no\r\nNotwendig sind eindeutige rechtliche Regelungen, wenn Anlagen der Energie- und Wasserwirtschaft für staatliche Zwecke und zur Gefahrenabwehr eingesetzt werden. Derzeit besteht Rechtsunsicherheit hinsichtlich des Einsatzes von Ab-wehrsystemen und der Folgentragung soweit es zu Schäden kommt.\r\n•\r\nTransparenzpflichten neu bewerten:\r\no\r\nReduktion öffentlich zugänglicher Geodaten und Leistungsinformationen zu kri-tischen Infrastrukturen.\r\no\r\nZugriff auf sensible Infrastrukturdaten nur für berechtigte Akteure.\r\no\r\nEinschränkung Datenschutz.\r\no\r\nPrüfung der Risiken offener Datenplattformen im Rahmen der nationalen Risiko-analyse gemäß CER-Richtlinie.\r\n•\r\nVernetztes Handeln, Austausch von Informationen und gemeinsames Üben:\r\no\r\nEinbindung der Energie- und Wasserwirtschaft in den Nationalen Sicherheitsrat.\r\no\r\nGemeinsames Lagebild, frühzeitige Informationsteilung in beide Richtungen.\r\no\r\nRegelmäßige Krisenübungen mit Behörden, BOS, Bundeswehr und Wirtschaft, um Vertrauen und gemeinsame Standards zu schaffen und Erfahrungen zu nut-zen.\r\no\r\nGemeinsame Reallabore für neue Schutzsysteme (z.B. Drohnenabwehr).\r\no\r\nEinbindung kleiner und mittlerer Unternehmen (KMU) durch praxisnahe Trai-ningsformate.\r\n•\r\nSofortige Beschleunigung von Maßnahmen zum Ausbau der Infrastruktur\r\no\r\nUnverzüglicher Ausbau kritischer Infrastrukturen zur unmittelbaren Stärkung der Versorgungssicherheit.\r\nSeite 6 von 19\r\no\r\nSofortige Beschleunigung von Infrastrukturmaßnahmen durch die zuständigen Behörden.\r\n•\r\nDatenschutz sicherheitspolitisch anpassen\r\no\r\nDie Auslegung/Anwendung der Datenschutzvorschriften muss ermöglichen, dass eine Überwachung von kritischen Punkten im öffentlichen Raum rechtssicher möglich ist.\r\n•\r\nAusfallsichere Kommunikation\r\no\r\nEffektive Notfallkommunikation zwischen Betreibern und Behörden.\r\no\r\nAusfallsichere Kommunikationsinfrastruktur für schnellen Versorgungs- und Netzwiederaufbau.\r\no\r\nEtablierung schwarzfallfester Kommunikationslösungen (z. B. 450-MHz-Funknetz für Energie- und Wasserwirtschaft).\r\n2 Einleitung\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft spielt für die Versorgung der Bevölkerung, der Verwaltung, der Industrie sowie der Sicherheitsbehörden und der Bundeswehr eine zentrale Rolle: Ohne Energie, Wasserver- und Abwasserentsorgung können wesentliche gesellschaftliche sowie staatliche Funktionen nicht aufrechterhalten werden.\r\nDies gilt nicht nur in Friedenszeiten, sondern auch im Spannungs- und Verteidigungsfall. Insbe-sondere im Rahmen der Gesamtverteidigung gemäß den Rahmenrichtlinien für die Gesamtver-teidigung der Bundesregierung (RRGV) spielt die Energie- und Wasserwirtschaft eine tragende Rolle für die zivile Verteidigung. Ein vorsorglich zu betrachtender Fall ist dabei der Bündnisfall, in dem die Bundesrepublik Deutschland zur logistischen Drehscheibe für Material und Personen wird; mit zusätzlichen Anforderungen an die Energie- und Wasserversorgung.\r\nDie Situation in der Pandemie und die Ausrufung der Alarmstufe bzw. Frühwarnstufe wegen der Lage des Gasmarktes nach dem Ausbruch des russischen Angriffskriegs zeigen, dass ein Krisen-management in enger Abstimmung zwischen Wirtschaft, Bund, Ländern und Kommunen für eine schnelle Beherrschung komplexer Krisenlagen und eine bedarfsgerechte Allokation be-grenzter Ressourcen unverzichtbar ist.\r\nSeite 7 von 19\r\nAbbildung 1 Rahmenrichtlinien für die Gesamtverteidigung der Bundesregierung (RRGV)\r\nDie deutsche Energie- und Wasserwirtschaft ist sich deshalb ihrer Verantwortung gegenüber Gesellschaft und Staat bewusst und leistet ihren Beitrag zur Sicherung der Ver- und Entsorgung in Deutschland auch in schwierigen Situationen.\r\nDamit die Energie- und Wasserwirtschaft auch künftig auf Krisenfälle optimal vorbereitet ist, sind aus Sicht des BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft verschiedene ge-setzliche Grundlagen zu überprüfen und politische Initiativen angesichts der geopolitischen Lage so zügig wie möglich umzusetzen.\r\n3 Positionen im Überblick\r\n3.1 Austausch zur Einsatzverfügbarkeit ermöglichen bzw. verbessern\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft sieht eine zentrale Herausforderung in der Praxis darin, dass Betreiber kritischer Infrastrukturen, Behörden und Streitkräfte bislang kaum rechtssicher er-kennen können, welche Beschäftigten in Schlüsselpositionen zugleich in Reserve, Katastrophen-schutz oder Feuerwehr eingebunden sind. Diese Informationslücke verlangsamt in Krisen-, Spannungs- und Verteidigungsfällen sowohl die Versorgungssicherheit als auch die Einsatzpla-nung der Sicherheitsbehörden und der Bundeswehr. Deshalb ist zu prüfen, ob die gesetzlichen Grundlagen zum Austausch solcher Daten angepasst oder konkretisiert werden können.\r\nInsbesondere könnten die Rahmenrichtlinien für die Gesamtverteidigung und die Zivile Alarm-planrichtlinie ergänzt werden. Sinnvoll erscheint die Einführung eines standardisierten Verfah-rens, mit dem die unterschiedlichen Behörden und Wirtschaftszweige ohne Zeitverlust Infor-mationen über unentbehrliche Mitarbeitende austauschen können („Unentbehrlichkeits-\r\nSeite 8 von 19\r\nregelung“). Dieses Verfahren könnte den Austausch über Beschäftigte in KRITIS-Schlüsselfunk-tionen ermöglichen, die gegenüber militärischer Einberufung oder Katastrophenschutzeinsatz zurückgestellt werden müssen – analog zu Verfahren nach Wehrpflichtgesetz (§ 13 WPflG) und Unabkömmlichstellungsverordnung.\r\nAuf Länderebene sind einheitliche Freistellungs-, Erstattungs- und Meldeverfahren für Feuer-wehr- und Katastrophenschutzeinsätze zu harmonisieren. Einheitliche Formulare, Fristen und digitale Schnittstellen würden Planungssicherheit schaffen.\r\nHinsichtlich der Freistellung von Personal sollte klargestellt werden, dass zum entsprechenden Schlüsselpersonal, alle Mitarbeitenden gehören, die den Betrieb aufrechterhalten. Damit geht dieser Personenkreis in der Energieversorgung weit über Mitarbeitende der Leitwarten hinaus und kann auch Beschäftigte aus dem Rechnungswesen, den Rechtsabteilungen oder generell Führungskräfte umfassen. In Krisen- und Konfliktlagen hängt die fortgesetzte Versorgung von Bevölkerung, Industrie, Sicherheitsbehörden und Streitkräften nicht allein von den Fachkräften an netz- und anlagenkritischen Stellen ab. Ebenso unverzichtbar ist die Aufrechterhaltung der wirtschaftlichen und rechtlichen Handlungsfähigkeit der Unternehmen. Nur wenn auch diese zentralen Unterstützungsfunktionen gesichert sind, kann die Energie- und Wasserwirtschaft in ihrer gesamten Wertschöpfungskette stabil bleiben und ihre Verantwortung für die öffentliche Daseinsvorsorge erfüllen.\r\nBDEW-Vorschlag\r\n•\r\nEinführung eines Verfahrens zum Informationsaustausch über die Personalverfügbar-keit. Erweiterung des Begriffs des „betriebsnotwendigen Personals“ für die Energie- und Wasserwirtschaft.\r\n3.2 Ganzheitliche und praxistaugliche Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für die Sicher-heitsüberprüfung von Personen\r\nBislang fehlt eine gesetzliche Grundlage, die definiert, wie Unternehmen rechtssicher überprü-fen lassen können, ob Bewerbende, Mitarbeitende sowie Dienstleistende, die in sicherheitsre-levanten Unternehmenseinheiten – z.B. Konzernsicherheit, IT-Administration und IT-Sicherheit – tätig sind, zuverlässig und vertrauenswürdig sind und nicht in den bisherigen Anwendungsbe-reich von Geheimschutz oder vorbeugenden Sabotageschutz des Sicherheitsüberprüfungsge-setzes eingebunden sind.\r\nDer BDEW spricht sich deshalb, anschließend an den Vorschlag des BDI - Bundesverband der Deutschen Industrie e.V. dafür aus, ein Verfahren zu etablieren, das Rechtssicherheit für die Unternehmen schafft, die künftig unter den Anwendungsbereich der NIS-2-Umsetzung sowie\r\nSeite 9 von 19\r\nder CER-RL-Umsetzung fallen und schlägt hierzu die Aufnahme einer freiwilligen Vertrauens-würdigkeitsüberprüfung vor. Diese Überprüfung muss jedoch auch zwingend innerhalb eines engen Zeitrahmens erfolgen, da der Fachkräftemangel nicht nur in der deutschen Wirtschaft dazu führt, dass in einem dynamischen Bewerbermarkt Entscheidungen schnell getroffen wer-den müssen. Eine solche Überprüfung muss durch staatliche Stellen durchgeführt werden.\r\nDenkbar wäre daher auch eine Regelung, die ähnlich dem Atomrecht oder dem LuftSiG eine Überprüfung der Zuverlässigkeit zulässt.\r\n3.3 Ergänzung des Bundesleistungsgesetzes erforderlich\r\nDie Regelungen des Bundesleistungsgesetzes sind grundsätzlich richtig und wichtig. Insbeson-dere ist wie in § 4 Abs. 2 Nr. 6 des BLG geregelt, sicherzustellen, dass die Unternehmen der Energie und Wasserwirtschaft nicht in Anspruch genommen werden dürfen, soweit sie die ent-sprechenden Mittel selbst zur Aufrechterhaltung der Versorgung benötigen. Es ist aber zu prü-fen, ob im Bundesleistungsgesetz (BLG) Anpassungen oder Konkretisierungen erforderlich sind. So müssten in § 4 Abs. 2 Nr. 6 BLG aus Sicht des BDEW die vor dem Hintergrund der Wärme-wende immer wichtiger werdenden Fernwärmeunternehmen ergänzt werden.\r\n3.4 Lieferketten sicherstellen (Beispiele aus der Pandemie und der Gasmangellage)\r\nDas Thema der Versorgungssicherheit war zuletzt insbesondere im Abwasserbereich von großer Relevanz, betrifft jedoch ebenso die Trinkwasserversorgung und die Energiewirtschaft. In bei-den Sektoren spielen die Verfügbarkeit von Rohstoffen, Chemikalien und Betriebsmitteln sowie die Stabilität der Lieferketten eine zentrale Rolle. So zeigte sich beispielsweise während der Corona-Pandemie, wie kritisch Engpässe bei Fällmitteln sein können. Unternehmen sind daher gefordert, diejenigen Rohstoffe zu identifizieren, die für ihren Betrieb besonders kritisch sind – etwa Salzsäure, andere chemische Grundstoffe oder auch die eigenproduzierte Energie. Denk-bar ist, dass sich Nachfrager zu einem Konsortium zusammenschließen, um gemeinsam einen Hersteller zu gewinnen, der gegen Abnahmegarantien seine Produktion auf die benötigten Stoffe umstellt. Ein solches Vorgehen wurde bereits mit dem Bundeskartellamt diskutiert und im damaligen Fall der Mangellage während der Gaskrise als kartellrechtlich unbedenklich ange-sehen.\r\nEin zentrales Instrument zur Sicherung der Lieferketten ist das sogenannte Business Continuity Management (BCM) und das Lieferantenmanagement der Informationssicherheitsmanage-mentsysteme (ISMS). Insbesondere BCM soll Unternehmen gegen existenzbedrohende Unter-brechungen des Geschäftsbetriebs wappnen. In der Energiewirtschaft und in der Informations-sicherheit ist es bereits etabliert, künftig wird es auch eine zentrale Rolle zur Umsetzung der Anforderungen aus der CER-Richtlinie und dem KRITIS-Dachgesetz sowie der NIS2-Richtlinie und\r\nSeite 10 von 19\r\ndem NIS2-Umsetzungsgesetz spielen. Dabei geht es nicht nur um physische Schutzmaßnahmen und technische, sondern auch um organisatorische und strategische Vorkehrungen. Der BDEW hat hierzu eine eigene Arbeitsgruppe eingerichtet, um insbesondere die Resilienz der kritischen Infrastruktur in der Energie- und Wasserwirtschaft zu stärken. Ziel ist es, Lieferengpässe zumin-dest für einen begrenzten Zeitraum zu überbrücken – entscheidend bleibt jedoch, welche Maß-nahmen greifen, wenn eine Krise länger andauert.\r\n3.5 Neubewertung von Transparenzpflichten\r\nDie Verfügbarkeit von Leistungs- und Geodaten kritischer Infrastrukturen über maschinell aus-lesbare Online-Ressourcen von Behörden, kommunalen Einrichtungen, aber auch von Web-Ser-viceanbietern oder Open-Source-Quellen begünstigt Einsatzszenarien von nicht-kooperativen und autonomen Drohnen gegen kritische Infrastrukturen. Mit den verfügbaren Plattformen und Tools für Open Source Intelligence (OSINT) lassen sich mit relativ geringem Aufwand direkte Zuordnungen von Bildquellen, Geokoordinaten (UMT & GPS) und kritischen Infrastrukturen her-stellen. In diesem Zusammenhang müssen auch die rechtlichen Rahmenbedingungen bei den Transparenzpflichten für Betreiber und Aufsichtsbehörden kritischer Infrastrukturen zügig und ganzheitlich neu bewertet und angepasst werden. Bestehende Webangebote von Behörden oder von Open-Source-Quellen, die systematisch Leistungsdaten und / oder Geolokationen von kritischer Infrastruktur bereitstellen, sollten deshalb beschränkt / abstrahiert werden.\r\nEs sollte in Zukunft bei Portalen von Behörden und Einrichtungen auf Bundes- und Landesebene sowie der Kommunen grundsätzlich nachvollziehbar sein, wer Infrastrukturdaten abruft. Auch sollten deshalb Ausschreibungen und Verbändebeteiligungen in Zukunft nur der Branche und Stakeholdern mit nachgewiesenem Interesse, nicht aber einer breiten Öffentlichkeit zugänglich gemacht werden, wenn diese sicherheitsrelevante Aspekte der Planung und Umsetzung von Vorhaben der kritischen Infrastrukturen zum Inhalt haben.\r\n3.6 Finanzierung, Kostenanerkennung, Entgelt- und Gebührenfähigkeit für erhöhte Schutz- und Resilienzmaßnahmen\r\nFür eine wirksame Resilienz der Energie- und Wasserwirtschaft sowie eine fortgesetzte Wett-bewerbsfähigkeit des Energiestandorts Deutschlands in Europa ist zunächst sicherzustellen, dass Investitionen in neue Schutzsysteme oder Resilienzmaßnahmen als betriebsnotwendige Aufwendungen anerkannt und damit über die Entgelte und Gebühren refinanzierbar sind. Er-forderlich ist auch eine eindeutige Regelung zur Kostenanerkennung durch die Bundesnetza-gentur. Nur so können Betreiber kritischer Infrastrukturen mit Planungssicherheit investieren und gleichzeitig sicherstellen, dass die Refinanzierung im Rahmen der regulierten Entgeltsys-teme gewährleistet ist. Darüber hinaus muss die Finanzierung der Systeme durch den Staat\r\nSeite 11 von 19\r\ninsbesondere in nicht-regulierten Bereichen der Energiewirtschaft (d.h. Betreiber kritischer Energieanlagen) flankiert werden.\r\nAngesichts der zunehmenden hybriden Bedrohungslage ist es erforderlich, dass erhöhte Schutz- und Resilienzmaßnahmen der Energie- und Wasserwirtschaft auch über den von der Schulden-bremse ausgenommenen Verteidigungshaushalt sowie einen noch einzurichtenden Resilienz-fonds finanziert werden.\r\nDie Infrastrukturen der Energie- und Wasserversorgung sind nicht nur für die Bevölkerung un-verzichtbar, sondern auch für die Operationsfähigkeit der Bundeswehr und ihrer Verbündeten im Rahmen des Host Nation Supports bzw. des Operationsplans Deutschland sowie für die Funk-tionsfähigkeit der Sicherheits- und Verteidigungsindustrie. Entsprechend muss die Kostenaner-kennung durch die Bundesnetzagentur Hand in Hand mit der staatlichen Mitfinanzierung erfol-gen, um sowohl die betriebliche Tragfähigkeit als auch die nationale und bündnisstrategische Resilienz sicherzustellen. Ähnlich gilt dies auch für die Anerkennung dieser Kosten durch die Kartellbehörden für die Wasserwirtschaft bzw. durch die Kommunalaufsicht im Rahmen der Kommunalabgabengesetze der Länder (Preis- und Gebührenkalkulation).\r\nFür Deutschland bedeutet dies: Die energie- und wasserspezifische Resilienz ließe sich künftig national wie bündnisstrategisch finanzieren. Neue Schutzsysteme wie Systeme zur Detektion und Abwehr von Drohnen sollten als legitime Resilienzinvestitionen gelten, für die entspre-chende Förderkulissen im Verteidigungshaushalt geschaffen werden müssen – im Sinne einer wirksamen Gesamtverteidigung, die zivile Infrastrukturen schützt und damit auch die Verteidi-gungsfähigkeit sichert.\r\nNach Art. 87 a Abs. 3 GG dürfen die Streitkräfte im Verteidigungs- und Spannungsfall zivile Ob-jekte schützen, soweit dies zur Erfüllung der Verteidigungsaufgaben notwendig ist – eine Pflicht besteht jedoch nicht. Damit steht im Raum, dass die Unternehmen der Energie- und Wasser-wirtschaft eigenverantwortlich Schutzmaßnahmen ergreifen müssen, die mit erheblichen Kos-ten verbunden sind. Diese müssen in der Kalkulation von Gebühren und Preisen abgebildet wer-den können, soweit eine Finanzierung aus anderen Quellen nicht sichergestellt ist. Klar ist dabei: Die Hauptverantwortung für die Verteidigungsfähigkeit der Infrastruktur liegt beim Staat.\r\nHierfür bedarf es klarer Rechtsgrundlagen, die aktuell nicht gegeben sind. Entsprechende Rechtsgrundlagen sind entscheidend für die wirtschaftliche Planbarkeit: Nur mit klaren Befug-nissen lassen sich Kosten und Aufwendungen für Schutzmaßnahmen realistisch gegenkalkulie-ren.\r\nGesetzliche Regelungen und Befugnisse sind auch erforderlich, damit im Gebührenstreit oder im Rahmen einer kartellrechtlichen Preisüberprüfung dargetan werden kann, warum einzelne Kosten kalkulationsfähig sind.\r\nSeite 12 von 19\r\n3.7 Anwendungsbereich des Wassersicherstellungsgesetzes erweitern\r\nSchnelles Handeln in Krisensituationen sowie bereits bei deren Anzeichen wird durch spezielle Sicherstellungs- und Vorsorgegesetze rechtlich abgesichert, die eine Vielzahl relevanter Aspekte vorab regeln. Zentrale Elemente der Sicherstellung der Energie- und Wasserversorgung bzw. Abwasserentsorgung sind das Energiesicherungsgesetz (EnSiG) und das Wassersicherstellungs-gesetz (WasSiG). Beide Gesetze dienen dazu, die Versorgungssicherheit im jeweiligen Bereich zu gewährleisten, sind aber in ihren Anwendungsbereichen und Voraussetzungen unterschied-lich ausgerichtet. Das Energiesicherungsgesetz (EnSiG) dient der Sicherstellung der Energiever-sorgung im Krisenfall. Es kommt zur Anwendung, wenn die Energieversorgung unmittelbar ge-fährdet oder bereits gestört ist und diese Gefährdung oder Störung durch marktgerechte Maß-nahmen nicht, nicht rechtzeitig oder nur mit unverhältnismäßigen Mitteln zu beheben ist (§ 1 EnSiG). In diesem Fall können durch Rechtsverordnungen Maßnahmen getroffen werden, die Produktion, Transport, Speicherung und Verteilung von Energieträgern betreffen, um die De-ckung des lebenswichtigen Bedarfs an Energie zu sichern. Der Anwendungsbereich des EnSiG umfasst verschiedene Energiearten wie Erdöl, Erdgas, Strom und andere Energieträger sowie typische Krisenmaßnahmen zur Versorgungssicherung.\r\nDas Wassersicherstellungsgesetz (WasSiG) hingegen ist ausschließlich auf die Wasserwirtschaft im Verteidigungsfall ausgerichtet. Sein Zweck ist es, Maßnahmen zu treffen, um die Versorgung oder den Schutz der Zivilbevölkerung und der Streitkräfte mit lebensnotwendigem Trinkwasser, Betriebswasser, Löschwasser sowie die Abwasserentsorgung im Verteidigungsfall sicherzustel-len (§ 1 WasSiG). Das Gesetz ermöglicht Vorsorge- und Planungsmaßnahmen, die im Rahmen der Wasserwirtschaft erforderlich sind, um eine Grundversorgung auch bei außergewöhnlichen Ereignissen im Verteidigungsfall sicherzustellen.\r\nWährend das EnSiG ausdrücklich auf sofortige Versorgungsgefahren und -störungen im Ener-giesektor abzielt, ist das WasSiG historisch stark am Verteidigungsfall orientiert und regelt die staatliche Vorsorge und Sicherstellung der Wasserinfrastruktur in solchen Situationen. Eine um-fassende Regelung für allgemeine Krisenlagen jenseits des Verteidigungsfalls in der Wasserwirt-schaft existiert im WasSiG nicht in dem Maße wie im EnSiG für die Energieversorgung, was in der Praxis tendenziell zu unterschiedlichen Vorsorgebedingungen führen kann.\r\nEine entsprechende Regelung, die den Bund zur Prüfung ggf. notwendiger Anpassungen des Wassersicherstellungsgesetzes und der auf seiner Grundlage erlassenen Rechtsverordnungen und Verwaltungsvorschriften auffordert, enthalten im Übrigen auch die Rahmenrichtlinien für die Gesamtverteidigung - Gesamtverteidigungsrichtlinien (RRGV) in Punkt 22.3.\r\nWährend das EnSiG also schon bei einer Gefährdung der Versorgung wirksam ist, greift das WasSiG für viele Aspekte unter anderem hinsichtlich der Absenkung von\r\nSeite 13 von 19\r\nQualitätsanforderungen im Verteidigungsfall oder vorsorglich, aber auch mit Blick auf den Ver-teidigungsfall, der vom Deutschen Bundestag mit Zweidrittelmehrheit beschlossen werden müsste.\r\nDie rechtlichen Vorgaben zur Sicherstellung der Versorgung auch im Energie- und Wasserbe-reich bestehen aus einem mehrstufigen System, das sowohl rechtsstaatliche Grenzen (z. B. Schutz der Grundrechte) als auch operative Handlungsfähigkeit in Krisen berücksichtigt. An be-stimmten Punkten bedarf dieses System der Anpassung, da es den aktuellen sicherheitspoliti-schen Herausforderungen nicht mehr vollumfänglich gerecht werden kann. Der rechtliche Rah-men muss ein hohes Maß an Handlungsfähigkeit und Flexibilität sicherstellen, damit alle Betei-ligten auch auf Sicherheits- und Krisenlagen unterhalb des Spannungs- und Verteidigungsfalls angemessen und effektiv reagieren können. Vor dem Hintergrund der hybriden Lagen sollte im WasSiG vorsorglich, auf das Erfordernis der Feststellung eines Spannungs- oder Verteidigungs-falls durch den Deutschen Bundestag verzichtet werden und wie im EnSiG auf die Gefährdung der Versorgung abgestellt werden. Gerade der Angriffskrieg Russlands gegen die Ukraine hat gezeigt, dass die Abgrenzung von Krisenszenarien nicht in festen Stufen erfolgt, sondern Ge-fährdungslagen sich gleichzeitig und ungeordnet ergeben können.\r\nDarüber hinaus stellt sich die Frage, inwieweit eine vorübergehende Absenkung von Qualitäts- und Umweltstandards hinnehmbar ist. So könnte es in der Abwasserentsorgung notwendig werden, den Einsatz von Fällmitteln zu reduzieren, was wiederum temporäre Überschreitungen von Grenzwerten nach sich ziehen würde. In diesen Fällen müsste auch die Abwasserabgabe zeitweise ausgesetzt werden. In Krisensituationen muss es möglich sein, Qualitätsanforderun-gen zugunsten der Versorgungssicherheit abzusenken – vorausgesetzt, die Behörden handeln pragmatisch und ahnden Verstöße gegen Umweltstandards nicht. Ein Übergangsbetrieb, der sich auf Basisfunktionen wie Entwässerung, Gesundheitsvorsorge und Energieversorgung kon-zentriert, wäre dann denkbar, während nachrangige Prozesse – etwa die Phosphor-Elimination – zeitweise zurückgestellt werden könnten. Hilfreich wäre hierbei eine Matrix, die festlegt, wel-che Einschränkungen beim Ausfall bestimmter Stoffe vertretbar sind und bis zu welchem Grad.\r\nRechtlich eröffnet § 102 WHG zwar bereits die Möglichkeit, dass die Gewässeraufsicht unter bestimmten Voraussetzungen auf das Verteidigungsministerium übergeht. Diese Regelung wurde bisher jedoch nicht angewendet, und es ist unklar, welche Anlagen als „der Verteidigung dienend“ im Sinne dieser Vorschrift gelten. Sollte die Versorgung von Truppenbewegungen da-runterfallen, besteht dringender Klarstellungsbedarf. Zwar gibt es bereits verwaltungsrechtli-che Instrumente wie Duldungen oder Ermessensspielräume der Behörden, doch bleibt die Ge-fahr von Verbandsklagen bestehen, sobald europarechtlich festgelegte Grenzwerte überschrit-ten werden. Diese Gefahr könnte in Krisensituationen zu nicht hinnehmbaren Verzögerungen führen. Auch die Wiederherstellungsverordnung enthält bereits Ausnahmeklauseln für Zwecke\r\nSeite 14 von 19\r\nder Landesverteidigung – eine vergleichbare Regelung fehlt jedoch bislang im Wasser- und Energiewirtschaftsrecht und wäre dringend erforderlich. Duldungen sind in der Daseinsvor-sorge zwar rechtlich begründbar, dennoch sind sie für echte Ausnahmesituationen ungeeignet. Die Erfahrung aus der Energiekrise hat gezeigt, dass in solchen Lagen auch kurzfristige gesetzli-che Anpassungen möglich und notwendig sind – dies muss künftig auch im Bereich der Wasser-wirtschaft berücksichtigt werden.\r\nErgänzend zu den dargestellten Anpassungsbedarfen im Bereich der Abwasserentsorgung ist auch die öffentliche Wasserversorgung in vergleichbarer Weise krisenfest auszugestalten. In außergewöhnlichen Lagen, insbesondere bei Versorgungsengpässen, Stoffknappheit oder ein-geschränkter Aufbereitungskapazität, kann die uneingeschränkte Einhaltung sämtlicher Quali-tätsparameter der Trinkwasserverordnung (TrinkwV) faktisch unmöglich werden. Auch hier be-darf es daher klar geregelter, rechtssicherer Abweichungsmöglichkeiten.\r\nDie Trinkwasserverordnung sieht zwar bereits Ausnahmetatbestände vor, diese sind jedoch pri-mär auf lokal begrenzte oder technische Störungen ausgerichtet und nicht auf überregionale oder sicherheitspolitisch relevante Krisensituationen. Für Lagen von nationaler Tragweite – etwa im Verteidigungs-, Spannungs-, Bündnis- oder Katastrophenfall – fehlt bislang eine syste-matische Möglichkeit, Grenzwerte zeitlich befristet abzusenken oder Prioritäten zwischen mik-robiologischer Sicherheit und chemisch-physikalischer Wasserqualität rechtssicher neu zu ge-wichten.\r\nEntsprechend wäre auch § 38 Infektionsschutzgesetz weiterzuentwickeln, um in Not- und Kri-senlagen eine pragmatische, am Gesundheitsschutz orientierte Abweichung von regulären Qua-litätsanforderungen zu ermöglichen, ohne dass Versorger oder Behörden dem Risiko straf- oder ordnungsrechtlicher Verfolgung ausgesetzt sind. Entscheidend ist dabei eine risikobasierte Steuerung: Während der Schutz vor akuten, infektiologischen Gefahren stets Priorität haben muss, könnten langfristig relevante, toxikologische oder ästhetische Parameter vorübergehend in den Hintergrund treten, sofern dies zur Aufrechterhaltung der Versorgung erforderlich ist.\r\nAnalog zu den vorgeschlagenen Regelungen für die Abwasserwirtschaft wäre auch für die Trink-wasserversorgung ein gestuftes Krisenregime erforderlich, das festlegt, welche Abweichungen bei welchen Störungen zulässig sind und bis zu welchem Ausmaß. Eine solche rechtlich veran-kerte Priorisierung würde es den zuständigen Behörden ermöglichen, im Krisenfall handlungs-fähig zu bleiben und die Versorgung der Bevölkerung sowie kritischer Infrastrukturen sicherzu-stellen, ohne durch unionsrechtliche Grenzwerte, Verbandsklagen oder Vollzugsrisiken blo-ckiert zu werden.\r\nSeite 15 von 19\r\nBDEW-Vorschlag\r\n•\r\nAnaloge Regelung für Wasser im WasSiG wie für das EnSiG einführen: Anknüpfungs-punkt Gefährdung der Wasserver- und Abwasserentsorgung gleich aus welchem Grund und dadurch Gefährdung der Versorgung der Bevölkerung.\r\n•\r\nAufnahme von Verordnungsermächtigungen zur Ermöglichung einer temporären Ab-weichung von Umwelt- und Qualitätsstandards für die Wasserwirtschaft.\r\n3.8 Schaffung von Rahmenverträgen für Liegenschaften und den Host-Nation-Support\r\nAus Sicht der Energie- und Wasserwirtschaft ist die Schaffung von Rahmenverträgen für die Lie-genschaften der Bundeswehr und den Host-Nation-Support (HNS) ein zentrales Instrument, um Versorgungssicherheit, Planbarkeit und Effizienz im Sinne der gesamtstaatlichen Verteidigungs-fähigkeit sicherzustellen. Der Operationsplan Deutschland sieht eine enge Verzahnung militäri-scher und ziviler Akteure vor. Insbesondere die Energie- und Wasserwirtschaft spielt dabei eine Schlüsselrolle, da die Funktionsfähigkeit militärischer Einrichtungen und alliierter Unterstüt-zungsstrukturen unmittelbar von stabilen Versorgungsnetzen abhängt. Rahmenverträge zwi-schen der Bundeswehr und Versorgungsunternehmen können hierfür die notwendigen rechtli-chen und organisatorischen Grundlagen schaffen, um sowohl den Regelbetrieb als auch Krisen- und Verteidigungsfälle abzusichern.\r\nUm in Krisensituationen oder bei einer erhöhten Präsenz verbündeter Streitkräfte Versorgungs-ausfälle zu vermeiden, bedarf es langfristiger und verlässlicher Strukturen. Rahmenverträge bie-ten den Vorteil, dass sie über eine festgelegte Laufzeit Versorgungskapazitäten, Entgeltrahmen und Abrufmechanismen regeln können. Sie ermöglichen im Krisenfall den schnellen Abruf zu-sätzlicher Leistungen. Damit tragen sie wesentlich zur Resilienz und Handlungsfähigkeit der Bundeswehr bei, ohne den zivilen Versorgungsmarkt zu destabilisieren. Die Möglichkeit, Eska-lationsstufen – also abgestufte Leistungsniveaus für Frieden, Krise und Verteidigungsfall – ver-traglich festzuhalten, schafft eine klare Grundlage für Handlungsfähigkeit in Ausnahmesituatio-nen.\r\nFür die Energie- und Wasserwirtschaft bedeuten Rahmenverträge nicht nur eine klare Definition von Leistungs- und Haftungsrahmen, sondern auch Investitionssicherheit. Netzbetreiber und Versorgungsunternehmen müssen langfristig planen, um Infrastruktur zu modernisieren und Kapazitätsreserven – etwa Notstromversorgung, wasserwirtschaftliche Infrastruktur, redun-dante Leitungsnetze oder Wärme- und Kältepuffer – vorzuhalten. Rahmenverträge mit der Bun-deswehr könnten diese Investitionen absichern, indem sie eine planbare Abnahme garantieren und zugleich den öffentlichen Auftrag erfüllen, kritische Infrastruktur auch im Verteidigungsfall aufrechtzuerhalten. Dabei ist entscheidend, dass die Rahmenverträge flexibel gestaltet werden: Sie sollten sowohl normale Versorgungsleistungen (Strom, Gas, Wärme, Trinkwasser,\r\nSeite 16 von 19\r\nAbwasserentsorgung) als auch besondere Anforderungen (z. B. Notstromaggregate, alternative Wasserzufuhrsysteme, Notbrunnen, mobile Aufbereitungsanlagen) abdecken.\r\nAuch aus ökonomischer Sicht sind Rahmenverträge sinnvoll. Sie vermeiden aufwendige Einzel-vergaben und kurzfristige Ausschreibungen in Hochlast- oder Krisenphasen, senken Transakti-onskosten und können Transparenz über Preis- und Leistungskonditionen schaffen. Gleichzeitig fördern sie Kooperationen zwischen Bundeswehr, Bundesliegenschaftsverwaltungen und regi-onalen Versorgungsunternehmen. Die Einbindung regionaler Netzbetreiber und Stadtwerke er-möglicht, lokale Strukturen zu stärken und regionale Wertschöpfung zu sichern – ein Aspekt, der sowohl im Rahmen des OPLAN DEU als auch der Daseinsvorsorge von großer Bedeutung ist.\r\nPolitisch und strategisch betrachtet, leisten Rahmenverträge zudem einen Beitrag zur Umset-zung der gesamtstaatlichen Resilienzstrategie. Sie verbinden militärische Anforderungen mit zi-vilen Kapazitäten, was im Sinne der gesamtstaatlichen Verteidigung ein zentraler Pfeiler ist. Gleichzeitig können sie Anforderungen an Nachhaltigkeit und Energieeffizienz integrieren – etwa den Ausbau erneuerbarer Energien auf Bundeswehrliegenschaften oder die Dekarbonisie-rung von Wärme- und Kälteversorgungssystemen. Damit leisten sie einen doppelten Beitrag: zur Sicherheitspolitik und zur Energie- und Klimawende.\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft spricht sich daher klar für die Etablierung solcher Rahmen-vertragsmodelle aus. Diese sollten langfristig angelegt, modular aufgebaut und mit klaren Eska-lations- und Kooperationsmechanismen versehen sein. Wichtig ist dabei eine enge Abstimmung zwischen der Bundeswehr, dem Bundesamt für Infrastruktur, Umweltschutz und Dienstleistun-gen der Bundeswehr (BAIUDBw) sowie den zivilen Versorgern. Nur durch planbare, vertraglich gesicherte Zusammenarbeit kann im Frieden effizient und im Krisenfall schnell gehandelt wer-den. Rahmenverträge bilden somit das Bindeglied zwischen Versorgungssicherheit, militäri-scher Einsatzfähigkeit und wirtschaftlicher Stabilität – und sind ein unverzichtbares Element für die erfolgreiche Umsetzung des OPLAN Deutschland und des Host-Nation-Supports.\r\n3.9 Haftung und Versicherung\r\nFür die Energie- und Wasserwirtschaft braucht es klare rechtliche Regelungen zu Versicherung und Haftung, insbesondere wenn Anlagen wie Talsperren oder Klärwerke militärisch genutzt oder für Abwehrmaßnahmen herangezogen werden. Schon jetzt berichten erste Unternehmen, dass Industrieanlagen keine Genehmigungen mehr erhalten zur Errichtung, Erweiterung oder Umgestaltung von Bauten, wenn sie täglich von Drohnen überflogen werden, da diese gar nicht mehr gesichert werden können.\r\nUnd selbst wenn Abwehrsysteme vorhanden sind, bleibt offen, wer im Ernstfall die Verantwor-tung (strafrechtlich, haftungsrechtlich) für deren Einsatz trägt und wie mit möglichen Kollate-ralschäden umzugehen ist.\r\nSeite 17 von 19\r\nDie Frage der Versicherungsfähigkeit (Infrastrukturen, D&O etc.) stellt sich dabei ebenso wie die Notwendigkeit einer Haftungsfreistellung.\r\nSchließlich sollten die möglichen Risiken von Transparenzpflichten für die kritischen Infrastruk-turen im Rahmen der Nationalen Risikoanalyse gemäß CER-Richtlinie betrachtet werden.\r\n3.10 Lehren aus der Ukraine auf den Schutz unserer kritischen Infrastrukturen übertragen\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft zieht aus den Erfahrungen des russischen Angriffskrieges ge-gen die Ukraine klare Lehren für die Stärkung der gesamtstaatlichen Resilienz in Deutschland. Der systematische Beschuss ukrainischer Energieinfrastrukturen hat gezeigt, dass Strom-, Wärme- und Wasserver- und Abwasserentsorgung gezielt als strategische Ziele genutzt werden, um das Durchhaltevermögen von Staat und Bevölkerung zu schwächen. Diese Erkenntnisse müssen in die deutsche und europäische Sicherheitsarchitektur einfließen – insbesondere in den Fähigkeitsaufwuchs bei der Luftverteidigung, der Drohnenabwehr, aber auch bei der Pla-nung von systemkritischen Energieanlagen.\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft fordert daher, dass Betreiber kritischer Infrastrukturen früh-zeitig und verbindlich in Planungs- und Schutzkonzepte von Bund und Ländern einbezogen wer-den. Energieanlagen, Netzleitstellen, Speicher und wasserwirtschaftliche Infrastrukturen (wie z.B. Talsperren bzw. Aufbereitungsanlagen) gehören zur kritischen Grundstruktur eines funkti-onierenden Staates. Ihre Zerstörung oder Beeinträchtigung hätte nicht nur gravierende Auswir-kungen auf die Versorgung, sondern auch auf die öffentliche Sicherheit und den Zivilschutz. Der Schutz dieser Anlagen muss daher integraler Bestandteil nationaler Verteidigungsplanung und Teil einer gemeinsamen Lagebewertung von Sicherheitsbehörden, Bundeswehr und KRITIS-Be-treibern sein.\r\nDie Ukraine verdeutlicht zugleich, dass Resilienz nicht allein durch Schutz, sondern vor allem durch Strukturvielfalt entsteht. Je diversifizierter die Erzeugung und Versorgung organisiert ist, desto geringer die systemische Verwundbarkeit gegenüber kinetischen Angriffen. Auch für Deutschland gilt: Die Energiewende ist nicht nur eine Klimaschutzaufgabe, sondern wird vor dem Hintergrund der aktuellen sicherheitspolitischen Lage zugleich eine Sicherheitsstrategie. Der Ausbau erneuerbarer Energien, intelligenter Netze und lokaler Speicherlösungen für Insel-netze muss so gestaltet werden, dass Schwarzstartfähigkeit und Inselbetriebskapazitäten ver-bessert und kritische Abhängigkeiten verringert werden.\r\nNeben der Energieversorgung ist auch die Wasserwirtschaft integraler Bestandteil von Sicher-heitsüberlegungen. Wasseraufbereitungsanlagen, Talsperren und Versorgungs- und Entsor-gungsinfrastruktur zählen zu den am höchsten schutzbedürftigen Infrastrukturen des Landes. Ein gezielter Angriff auf diese Einrichtungen hätte unmittelbare Folgen für Bevölkerungsschutz, Landwirtschaft, Industrie und Gesundheit (Seuchenabwehr). Daher sind Wasser- und\r\nSeite 18 von 19\r\nAbwasserbetriebe in die Planungen zur Luftverteidigung und Drohnenabwehr (vgl. hierzu das BDEW-Positionspapier zur Drohnenabwehr) ebenso einzubinden wie Energieunternehmen. Moderne Detektionssysteme, redundante Steuerungseinheiten und die physische Sicherung sensibler Anlagen müssen durch Förder- und Kooperationsprogramme unterstützt werden.\r\nZu prüfen ist die Implementierung einer strategischen und effizienten Lagerhaltung für den Ver-sorgungs- und Netzwiederaufbau sowie die hierfür notwendigen personellen Fähigkeiten unter Berücksichtigung der Kooperation der Netzbetreiber. Diese Kosten sollten auch im Rahmen der finanziellen Rahmenbedingungen des Verteidigungshaushalts/Resilienzfonds getragen werden.\r\nSchließlich zeigen die Erfahrungen aus der Ukraine, dass schnelle, unbürokratische Zusammen-arbeit zwischen Wirtschaft, Verwaltung und Einsatzkräften selbst unter extremem Druck mög-lich ist. Diese positive Erfahrung sollte in Deutschland institutionell verankert werden. Regelmä-ßige gemeinsame Übungen von Energie- und Wasserwirtschaft, Sicherheitsbehörden, Bundes-wehr und Katastrophenschutzorganisationen schaffen Vertrauen, Verständnis und Handlungs-sicherheit. Sie stärken die operative Koordination im Krisenfall und tragen dazu bei, insbeson-dere kleine und mittlere Unternehmen der Branche gezielt zu befähigen.\r\n3.11 Krisenresilienz durch vernetztes Üben und Handeln von Staat, Wirtschaft und Gesell- schaft\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft sieht in der gemeinsamen Vorbereitung und im regelmäßi-gen Üben von Krisen- und Verteidigungsszenarien mit den Sicherheitsbehörden von Bund und Ländern, den Behörden und Organisationen mit Sicherheitsaufgaben (BOS) sowie der Bundes-wehr einen zentralen Baustein der gesamtstaatlichen Resilienz. Nur durch ein abgestimmtes und praxisnahes Zusammenspiel aller Akteure kann im Ernstfall die Versorgungssicherheit ge-währleistet und die Handlungsfähigkeit von Staat, Wirtschaft und Gesellschaft gesichert wer-den.\r\nZiel sollte es daher auch sein, die Voraussetzung für ein bundesweites Lagebild zu schaffen, auf das Behörden, Bundeswehr und KRITIS-Betreiber gleichermaßen zurückgreifen können.\r\nÜbungen schaffen Vertrauen, Klarheit und Routine. Sie fördern das gegenseitige Verständnis über Strukturen, Zuständigkeiten und Kommunikationswege und ermöglichen es, Schwachstel-len frühzeitig zu erkennen und gezielt zu beheben. Besonders in komplexen Lagen – etwa bei hybriden Bedrohungen, großflächigen Cyberangriffen, Sabotageakten oder Versorgungsausfäl-len – entscheidet die Qualität des Zusammenwirkens über die Stabilität des Gesamtsystems.\r\nEin besonderer Fokus sollte dabei auf der Einbindung kleiner und mittlerer Unternehmen (KMU) liegen, die einen nicht unerheblichen Teil der kritischen Versorgungsstrukturen in der Energie- und Wasserwirtschaft betreiben. Diese Unternehmen müssen befähigt werden, ihre Krisen- und\r\nSeite 19 von 19\r\nNotfallpläne regelmäßig zu prüfen, Melde- und Alarmierungswege zu trainieren und die Schnitt-stellen zu Behörden und anderen Versorgern zu erproben. Dazu braucht es praxisorientierte Unterstützung, standardisierte Übungsformate sowie den Zugang zu Trainings- und Lernres-sourcen, die auf die betrieblichen Möglichkeiten von KMU zugeschnitten sind.\r\nDas gemeinsame Üben stärkt nicht nur die operative Handlungsfähigkeit, sondern auch das ge-genseitige Vertrauen zwischen Wirtschaft, Verwaltung, Einsatzkräften, Bundeswehr und Bevöl-kerung. Es fördert eine gemeinsame Sicherheitskultur, in der alle Beteiligten ihre Rollen und Verantwortlichkeiten kennen und in Stresssituationen sicher agieren können. So entsteht ein belastbares Netzwerk aus öffentlichen und privaten Akteuren, das auch unter extremen Bedin-gungen funktionsfähig bleibt.\r\nDie Energie- und Wasserwirtschaft spricht sich daher für das regelmäßige gemeinsame Üben zwischen KRITIS-Betreibern, Behörden, BOS und Bundeswehr aus. Dafür braucht es geeignete rechtliche und organisatorische Rahmenbedingungen, abgestimmte Szenarien und einheitli-che Kommunikationsstandards. Ziel ist eine lernende, kooperative Sicherheitsarchitektur, die auf Erfahrung, Vertrauen und gelebter Zusammenarbeit basiert.\r\nAnsprechpartner/Ansprechpartnerin\r\nMathias Böswetter\r\nFachgebietsleiter KRITIS-, Cyber- und Sicherheitspolitik mathias.boeswetter@bdew.de\r\nDr. Tanja Utescher-Dabitz\r\nAbteilungsleiterin Betriebswirtschaft | Digitalisierung | Sicherheit\r\ntanja.utescher-dabitz@bdew.de\r\nMartin Weyand\r\nMitglied der Hauptgeschäfts-führung und Hauptgeschäfts-führer Wasser und Abwasser\r\nmartin.weyand@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":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 Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-02-26"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023149","regulatoryProjectTitle":"Einführung eines Wasserstoffgesetzes zur Schaffung eines integrierten Rechtsrahmens für den Markthochlauf","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/d8/74/709626/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230024.pdf","pdfPageCount":6,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"www.bdew.de\r\nSeite 1 von 5\r\nwww.bdew.de\r\nSeite 1 von 5\r\n1 Einleitung\r\nWasserstoff ist ein elementarer Baustein für eine moderne und zukunftssichere Energieversorgung\r\nDeutschland. Wasserstoff ist essentiell, damit Deutschland als Industriestandort im internationalen\r\nWettbewerb bestehen kann. Mit Wasserstoff wird die industrielle Dekarbonisierung\r\ngelingen und eine wettbewerbsfähige energieintensive Industrie ermöglicht. Nur mit\r\nWasserstoff gelingt eine resiliente Energieversorgung. Wasserstoff ist der natürliche Partner\r\nder Erneuerbaren Energien.\r\nAls erneuerbares oder kohlenstoffarmes Molekül übernimmt Wasserstoff eine Systemfunktion,\r\ndie Erneuerbare Energien speicherbar und flexibel transportier- und nutzbar macht. Das\r\nSystem Wasserstoff leistet einen Beitrag zur Reduzierung des saisonalen Ungleichgewichts der\r\nerneuerbaren Stromproduktion mit einer Überproduktion in den Sommermonaten und der\r\nHerausforderung der Dunkelflaute in den Wintermonaten. Wasserstoff erlaubt die Kopplung\r\nzwischen Elektronen und Molekülen auf den unterschiedlichen Ebenen (zentral und dezentral,\r\nbis hin zu autonomen und modularen Anlagen), ermöglicht die Speicherung und Transport von\r\nerheblichen Energiemengen und trägt zur Dekarbonisierung des Systems bei. Zudem senkt die\r\nNutzung der Sektorkopplung durch Wasserstoff die Systemkosten, indem der Bedarf am notwendigen\r\nStromnetzausbau sowie Redispatchmaßnahmen und raus resultierende Kosten reduziert\r\nund der Anstieg der Stromnetzentgelte gedämpft wird. Wasserstoff erhöht die Resilienz\r\ndes deutschen Energiesystems, neben lokaler und regionaler Wasserstoffproduktion mit\r\nErneuerbaren Energien stärkt ein diversifizierter Energieimport die Unabhängigkeit Deutschlands.\r\nWasserstoff und seine Derivate eröffnen zusätzliche Chancen beim Aufbau von strategischen\r\nund langfristigen Partnerschaften im globalen Wettbewerb, da die Erzeugungspotenziale weltweit\r\nbreiter verteilt sind, als es bei den fossilen Vorkommen der Fall ist. Ferner liegen die großen\r\nVorteile einer Wasserstoffwirtschaft darin, dass sie sowohl auf innovativen und diversifizierten\r\nTechnologien aufbaut, Wertschöpfungsgeflechte (Ökosysteme) begünstigt und damit\r\nModernisierung, Innovation und eine Vertiefung von Wertschöpfung mit sich bringen kann.\r\nNicht zuletzt erlauben die unterschiedlichen technologischen Pfade zur Produktion von erneuerbarem\r\nund kohlenstoffarmem Wasserstoff auch eine Diversifizierung der (Vor)Lieferketten\r\nund schaffen zusätzliche Resilienz.\r\nSeite 2 von 5\r\n2 Status Quo des Wasserstoffmarkthochlaufs\r\nAktuell steht der Wasserstoffmarkthochlauf noch am Anfang. Anders als in etablierten Märk-ten fehlen noch belastbare Strukturen, standardisierte Produkte und ausreichend zahlungsbe-reite Nachfrage. Die notwendige Infrastruktur ist noch im Aufbau. In dieser Initialphase fehlen den Marktakteuren wichtige Rahmenparameter, um den Markt zu entwickeln. Projektrisiken werden oft gleichzeitig von mehreren Kostentreibern beeinflusst, die wiederum verschiedenen Kategorien wie Regulatorik, Marktreife, Finanzierung, Infrastruktur oder Technologie zuzuord-nen sind. Aufgrund dieser Multikausalität reichen isolierte Einzelmaßnahmen regelmäßig nicht aus, um Projekte finanzierbar zu machen.\r\nHinzukommt, dass die Vorteile und der Nutzen der Wasserstoffversorgung erst zeitversetzt ihre Wirkung entfalten. Zunächst entstehen hingegen Kosten, denen noch kein Ertrag gegen-übersteht. Auch Skalierungseffekte können noch nicht eintreten. So gestaltet sich der Hochlauf des Wasserstoffs auch deswegen schwierig, weil das Produkt Wasserstoff im Vergleich zu ins-besondere Erdgas teurer und damit im Vergleich nicht wettbewerbsfähig ist. Dies gilt sowohl für kohlenstoffarmen als auch in besonderem Maße für erneuerbaren Wasserstoff. Obgleich das Interesse potenzieller Kunden sektorübergreifend sehr groß ist, bleibt durch den Kosten-unterschied die Zahlungsbereitschaft hinter dem Notwendigen zurück. Die Preislücke kann ak-tuell ohne politische Unterstützung nicht geschlossen werden.\r\nZu diesen strukturellen Herausforderungen kommt der aktuelle europäische und nationale Rechts- und Regulierungsrahmen hinzu. Dieser verursacht einerseits zusätzliche Kosten. Ande-rerseits verkennt der Rechts- und Regulierungsrahmen die fundamentalen Herausforderungen, die die Einführung eines neuen Energieträgers unter den Bedingungen einer verteilten Wert-schöpfungskette und unter Wettbewerbsbedingungen etablierter fossiler Energieträger mit sich bringt.\r\nIm Ergebnis sind zahlreiche Projekte mit großer Unsicherheit konfrontiert, Risikoaufschläge steigen und die Bankability sinkt. Aus diesem Grund erfolgen Investitionen selbst dann nicht, wenn einzelne Rahmenbedingungen punktuell verbessert werden. Als Resultat werden zuge-sagte Fördergelder teilweise nicht in Anspruch genommen, weil diese nicht ausreichen, um ei-nen Business Case herzustellen.\r\nWasserstofferzeugung, -transport, -speicherung, -handel und -anwendung in deren Wechsel-wirkung mit dem Stromsektor müssen ineinandergreifen, um einen ganzheitlichen Systemum-bau zu ermöglichen. Nur so können volkswirtschaftliche Synergien gehoben und Wertschöp-fungsketten in Form von industriellen, regionalen Clustern für einen Marktaufbau realisiert werden. Bis das Risikomanagement und die Marktdurchdringung durch Marktakteure geleistet werden kann, steht die Politik in der Pflicht, geeignete Rahmenbedingungen als Basis für einen\r\nSeite 3 von 5\r\nerfolgreichen Wasserstoffmarkthochlauf zu schaffen und mit Fördermitteln den Aufbau zu hin-terlegen,\r\n3 Das H2G – Wasserstoffgesetz als zentraler Rechtsrahmen für die erfolgreiche Ge-staltung des Markthochlaufs\r\nIm Hinblick auf die dargestellten Herausforderungen braucht es jetzt ein konzertiertes Vorge-hen, um den Aufbau eines Wasserstoffsystems wertschöpfungsübergreifend zu gestalten.\r\nHierzu bedarf es eines Wasserstoffgesetzes (H2G), das eine ähnliche Wirkung entfalten kann, wie seinerzeit das EEG als zentraler Ermöglicher des Hochlaufs der Erneuerbaren Energien. Aus den praktischen Erfahrungen – insbesondere zu den finanziellen Herausforderungen des EEG für Verbraucher und Bundeshaushalt – soll dabei ausdrücklich gelernt werden.\r\nDas H2G definiert die Ziele und schafft klare Anreizinstrumente. Der Förderrahmen wir dabei rechtssicher, planbar und einheitlich, aber auch degressiv und zeitlich begrenzt definiert. Das H2G sollte im Ergebnis für alle Rechtsanwender den zentralen Ort für Regelungen für den Was-serstoffmarkt darstellen.\r\nEin H2G würde im Wesentlichen aus drei Teilen bestehen:\r\nTeil 1: Ziele sowie Begriffsbestimmungen\r\n§ 1 Ziele\r\n§ 2 Begriffsbestimmungen\r\nTeil 2: Infrastruktur\r\n§ 3 Infrastruktur\r\n§ 4 Beschleunigungsmaßnahmen\r\nTeil 3: Anreizinstrumente und Instrumente zur Risikoabsicherung\r\n§ 5 Anreizinstrumente Produktion\r\n§ 6 Instrumente zur Risikoabsicherung\r\n§ 7 Anreizinstrumente Nachfrage\r\n§ 8 Anreiz- und Absicherungsinstrumente weitere Infrastruktur\r\nSeite 4 von 5\r\nTeil 1 (Ziele sowie Begriffsbestimmungen)\r\nDer Wasserstoffhochlauf braucht verlässlich definierte Ziele, klare Rahmenbedingungen und eine langfristige Perspektive. Die Wasserstoffwirtschaft erfüllt wichtige Systemfunktionen bei der Energieversorgung der Zukunft und muss auf Innovationen und Vertiefung der wirtschaftli-chen Wertschöpfung gerichtet sein. Um die festgeschriebenen Ziele zu erreichen, sind Verfah-ren zu beschleunigen, Anwendungsbereiche ganzheitlich im Sinne heimischer Wertschöpfung und Erzeugung auszugestalten, Bürokratie auf ein Minimum zu begrenzen sowie regulatorische Vorgaben ermöglichend auszugestalten.\r\nDerzeit stehen relevante Rahmenregelungen der Entstehung eines Marktes entgegen. Das H2G muss hier mit klaren Regeln Rechtssicherheit geben und die wirtschaftspolitische Trias von Ordnungspolitik, Anreizmechanismen und Förderung abgewogen und gezielt einsetzen. Nur wenn sich alle relevanten Wertschöpfungsstufen des H2-Marktes parallel entwickeln und inei-nandergreifen, kann der Hochlauf erfolgreich sein.\r\nTeil 2 (Infrastruktur)\r\nWer einen Energieträger strategisch entwickeln will, muss den Infrastrukturausbau von Beginn an mitdenken und priorisieren, denn dieser ist das Rückgrat jedes gehandelten Energieträgers. Gerade bei den vielfältigen Einsatzmöglichkeiten und Importrouten von Wasserstoff und sei-nen Derivaten ist dies von großer Bedeutung. Die Infrastruktur ist die Voraussetzung für flä-chendeckende Erzeugung, Transport, Speicherung und Nutzung des Energieträgers. Ohne eine vorausschauende Planung der Infrastruktur bleiben Investitionen in Erzeugung, Beschaf-fung/Portfoliomanagement und Anwendung hinter ihren Möglichkeiten zurück. Eine gut ge-plante und finanzierte Infrastruktur entscheidet damit maßgeblich über Versorgungssicherheit, Wettbewerbsfähigkeit und das Tempo der Transformation.\r\nMit dem Aufbau eines bundesweiten Wasserstoff-Kernnetzes ist bereits ein wichtiges voraus-laufendes, ermöglichendes Element auf dem Weg. Es bietet Planungs- und Investitionssicher-heit für potentielle Produzenten und Nachfrager, da es nicht ausschließlich am konkreten Be-darf ausgerichtet wurde. Darüber hinaus müssen entsprechende Rahmenregelungen auch für Wasserstoffnetze außerhalb des Kernnetzes auf Transport- und Verteilnetzebenen implemen-tiert werden, so dass nicht nur Wasserstoffkunden entlang des Kernnetzes profitieren, sondern auch weitere Marktteilnehmer.\r\nZudem müssen die Rahmenbedingungen für den Aufbau der Infrastruktur für die Produktion (Elektrolyseure), den Import (Terminals) und – ganz wichtig – Wasserstoffspeicher geschaffen werden. Die Definition von regionalen Clustern und Importkorridoren kann hier wichtige Bei-träge leisten. Um diesen Ansatz zu flankieren und zum Erfolg zu verhelfen, bedarf es weiterer Zielvorgaben für Produktion und Nachfrage.\r\nSeite 5 von 5\r\nTeil 3 (Anreiz- und Förderinstrumente sowie Risikoabsicherung)\r\nErst die verzahnte Umsetzung von risikominimierenden Maßnahmen stabilisiert Kostenpfade und schafft Risikopuffer im Upstream-Segment, ermöglicht Handel sowie Portfolioaufbau im Midstreambereich und sichert Nachfrage im Downstream-Sektor.\r\nFür die Schaffung eines klaren, ineinandergreifenden und konsistenten Förderregimes ist es wichtig, dass die bestehenden Risiken für Marktakteure gezielt gesenkt und möglichst beseitigt werden. Abnehmer brauchen wettbewerbsfähige Preise. Gleichzeitig benötigen Produzenten, Importeure, Händler und Infrastrukturbetreiber risikoadäquate Einnahmen. In der Hochlauf-phase ist mit klug gesetzten Anreiz- und Förderinstrumenten eine synchronisierten Marktent-wicklung entlang der gesamten Wertschöpfungskette den nachhaltigen Aufbau von Strukturen zu ermöglichen.\r\nDazu müssen Differenzverträge für das Anwendungsfeld H2 praxistauglich ausgestaltet und mit einem eigenen Förderbudget versehen werden. Durch diese Maßnahme kann die erste großs-kalige industrielle Nachfragewelle nach Wasserstoff abgesichert und gleichzeitig wichtige Sig-nale an Infrastrukturbetreiber und Erzeuger gesandt werden.\r\nCfDs sind auf der Ebene des Handels zu verankern. Hierdurch können im Rahmen eines CfD-basierten Förderdesigns langfristige Erzeugungs- und Lieferverträge gebündelt und dadurch Preis- und Absatzrisiken auf Portfolioebene handhabbar gemacht werden. Zugleich können fle-xible Vertragsstrukturen angeboten und die Risiken aus Preisvolatilität und Beschaffung auf Portfolioebene übernommen werden.\r\nEine Grüngasquote kann ein geeignetes Instrument für den Wasserstoffhochlauf sein und lang-fristige Sicherheit bieten, ist aber nicht hinreichend für den Hochlauf.\r\nGrundsätzlich sind Bürgschaften, Ausfallgarantien und Avalkredite ein wichtiger Baustein auf allen Marktebenen. Sie sind geeignet, bisher nicht marktlich abbildbare Risiken abzusichern und so die Finanzierungskosten zu senken bzw. im Kern überhaupt erst zu ermöglichen, indem nicht handhabbares Risiko erst handhabbar gemacht wird. Diese reduzieren wiederum den Preis des Energieträgers und tragen zur Wettbewerbsfähigkeit sowie der kosteneffizienten Verwendung von Fördermitteln bei.\r\nAuf Ebene der Produzenten ist die Ausgestaltung der Förderrichtlinie für systemdienliche Elektrolyseure notwendig.\r\nDes Weiteren ist eine zeitnahe und ambitionierte Umsetzung der RED III im Industriesektor notwendig."},"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 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":"2026-03-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023150","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Neugestaltung des Rechtsrahmens der Gasversorgungssicherheit nach 2027","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/3c/80/709628/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230026.pdf","pdfPageCount":32,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 27. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nKonzept Gasversorgungssicherheit und Weiterentwicklung Instrumente\r\nAbsicherung für akute Notfallsituationen und Extremereignisse\r\nVersionsnummer: 1\r\nSeite 2 von 32\r\nInhalt\r\n1 Einführung ......................................................................................................... 3\r\n2 Rahmenbedingungen ......................................................................................... 4\r\n2.1 Versorgungssituation: Neue Normalität ........................................................ 4\r\n2.2 Markt: Ein stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung.............................................................. 13\r\n3 Absicherungsfälle ............................................................................................. 14\r\n3.1 Differenzierung der Absicherungsfälle und Abstufung der Risiken ............. 14\r\n3.2 Absicherungsniveau und Versicherungslösung: Staatliche Entscheidung ... 17\r\n4 Instrumente ...................................................................................................... 18\r\n4.1 Überblick und Bewertungskriterien ............................................................. 18\r\n4.2 Strategische Reserve .................................................................................... 19\r\n4.3 Speicherverpflichtung................................................................................... 21\r\n4.4 Verpflichtung des Marktgebietsverantwortlichen (MGV) als Back up-Mechanismus/Last Resort ............................................................................ 25\r\n5 Handlungsempfehlung ...................................................................................... 29\r\nSeite 3 von 32\r\n1 Einführung\r\nEnergieversorgungssicherheit spielt für die Akzeptanz in der Gesellschaft und die Produktivität der Wirtschaft eine herausragende Rolle. Spätestens seit der Energiekrise infolge des russi-schen Angriffskriegs gegen die Ukraine ist die hohe Bedeutung von Resilienz des europäischen und deutschen Energiesystems in Politik, Wirtschaft und Gesellschaft umfassend deutlich ge-worden. Wenngleich die europäische Dimension – gerade mit Blick auf die Stärkung des EU-Energiebinnenmarkts und europäische Industrie-, Handels- und Sicherheitspolitik – zentral ist, fokussieren sich die Ausführungen im Folgenden auf Deutschland und die spezielle Ausgangs-situation hierzulande.\r\nAuch in Zukunft muss eine diversifizierte Gasversorgung angestrebt werden, um Konzentrati-onsrisiken bei einzelnen Lieferanten und Herkunftsländern zu vermeiden sowie die Gasversor-gung mit einem Mix an verschiedenen Instrumenten abzusichern. Ebenso wichtig bleiben die Instandhaltung, Optimierung und der Ausbau von Gasnetzen. Für die Absicherung sind auch Infrastrukturen und ausreichende Kapazitäten zentral.\r\nBesondere Bedeutung kommt Gasspeichern zu, um Produktions- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ohne Kompromittierung der Versorgungssicherheit auszugleichen. Unabhängig von Importen generell und der Auslastungs-situation der LNG-Importterminals im Besonderen können saisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen durch Speicher ausgeglichen werden. Dadurch tragen Gasspeicher wesentlich zur Stabilisierung und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\n2022 wurden auf nationaler sowie auf europäischer Ebene verbindliche Füllstandsvorgaben für Gasspeicher gesetzlich eingeführt. Die Füllstandsvorgaben für Gasspeicher waren in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Die Ent-wicklungen in den letzten drei Jahren zeigen jedoch, dass starre gesetzliche Vorgaben zur Be-füllung der Gasspeicher langfristig nicht zielführend sind. Dauerhafte, staatliche Vorgaben zu Speicherfüllständen und Speicherreserven stehen immer im Wechselspiel mit marktbasierten Mechanismen und bergen immer das Risiko, eine effizientere Optimierung zu beeinträchtigen.\r\nDeshalb braucht es ein marktorientiertes System, das ggf. durch verhältnismäßige Instru-mente für Risiken im Kriegs- und Krisenfall und Notfälle ergänzt werden kann, die der Markt nicht zwangsläufig vollumfänglich antizipiert bei Speicherbuchungen berücksichtigt.\r\nDaher bedarf es für die Zeit nach dem Auslaufen der Vorgaben des deutschen Gasspeicherge-setzes und der europäischen Füllstandsvorgaben eines Instruments für die Absicherung akuter Notfallsituationen und vom Markt nicht antizipierbarer Extremereignisse. Dies können bei-spielsweise der ungeplante Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -\r\nSeite 4 von 32\r\nanlagen oder ein geopolitisch bedingter Lieferstopp sein - auch oder gerade in Kombination mit gleichzeitig sehr niedrigen Temperaturen. Ein solcher Absicherungsrahmen ist ein zentra-ler Baustein für die Versorgungssicherheit.\r\nDaneben ist auch ein perspektivisch wirtschaftlicher Betrieb der Gasspeicher eine wesentliche Voraussetzung für Versorgungssicherheit. Diese ist nicht nur eine Frage der verfügbaren Gas-mengen, sondern auch des Vorhaltens physischer Flexibilität im System. Es ist daher zu prü-fen, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss. Dieser größere Rahmen ist nicht Gegenstand dieses Papiers. Dies kann Auswirkungen auf die hier diskutierten Instrumente zur Absicherung akuter Notfallsitua-tionen und Extremereignisse haben. Im Folgenden werden zunächst die aktuellen Rahmenbe-dingungen dargestellt und die relevanten Absicherungsfälle hergeleitet sowie verschiedene Instrumente qualitativ bewertet. Dies bereitet eine solide Basis für die Handlungsempfehlung im letzten Kapitel.\r\n2 Rahmenbedingungen\r\n2.1 Versorgungssituation: Neue Normalität\r\nDie Menge an russischen Erdgasimporten nach Deutschland war historisch kontinuierlich an-gestiegen und betrug 2021 über 50 Prozent der gesamten deutschen Erdgasimporte. Deutsch-land agierte als Drehscheibe im europäischen Gasmarkt, sodass große Mengen dieser Importe zur Versorgung Westeuropas re-exportiert wurden. LNG-Importe spielten in Europa eine ge-ringere Rolle als heute. In Deutschland beispielsweise existierten bis 2022 überhaupt keine LNG-Regasifizierungsterminals.\r\nSeite 5 von 32\r\nPipelineimporte russischen Erdgases nach Deutschland wurden in Folge des russischen An-griffskriegs auf die Ukraine 2022 im Laufe des Jahres komplett eingestellt. Die Importe aus Norwegen stiegen und in Europa wuchs die Bedeutung von LNG-Importen rasant. Die Auslas-tung der europäischen LNG-Regasifizierungsterminals stieg an und in Deutschland wurden schnell mehrere solcher Terminals installiert, weitere sind in Planung, und die Infrastruktur zur Anlandung (im Fernleitungsnetz) wurde und wird weiterhin ertüchtigt.\r\nAktuelle Versorgungssituation\r\nIm Jahr 2025 kamen 45 Prozent des in Deutschland verbrauchten Erdgases aus Norwegen als wichtigstem und größten Lieferanten. Und dies mit hoher Zuverlässigkeit.\r\nÜber die Grenzübergangspunkte v. a. mit den Niederlanden, Belgien, Frankreich und Däne-mark wurden ebenfalls 45 Prozent des Gasverbrauchs importiert. Das sind zum Großteil eben-falls LNG-Mengen, die über Terminals aus den Nachbarländern importiert und nach Deutsch-land transportiert werden.\r\nDer Anteil direkter LNG-Importe an deutschen Terminals betrug 10 Prozent, allerdings mit im Jahresverlauf steigender Tendenz. Im 1. Halbjahr 2025 hatten diese einen Anteil von 8 Pro-zent, im 2. Halbjahr stieg ihr Anteil auch aufgrund der Inbetriebnahme des zweiten Terminals in Wilhelmshaven auf 12 Prozent an. Der überwiegende Teil der direkten deutschen LNG-Im-porte stammt mit einem Anteil von 94 Prozent aus den USA.\r\nSeite 6 von 32\r\nDie EU-Staaten haben sich im Oktober 2025 auf ein vollständiges Importverbot für russisches LNG ab dem 1. Januar 2027 geeinigt.\r\nDie heimische Produktion in Deutschland und Europa ist rückläufig. Die inländische Förderung deckt in Deutschland fünf Prozent des Bedarfs, weitere fünf Prozent werden aus niederländi-scher Förderung importiert. Die Bedeutung von Biogas und Biomethan in Europa steigt hinge-gen kontinuierlich.\r\nDie etablierten Handelsbeziehungen, insbesondere mit Norwegen, sind ein wichtiger Bei-trag zur Versorgungssicherheit. Importe aus weiteren Ländern über Pipelines und per LNG tragen ferner zur Versorgungssicherheit bei.\r\nGasmärkte national, europäisch und weltweit\r\nSowohl die Gasmärkte in Deutschland und Europa als auch der globale LNG-Markt funktionie-ren gut und zuverlässig. LNG wird in einer großen Anzahl von Staaten auf mehreren Kontinen-ten produziert und über eine große Anzahl von Terminals importiert. Die Abkopplung der eu-ropäischen Gasversorgung von russischem Pipelinegas und die Hinwendung zum globalen LNG-Markt erhöht die LNG-Nachfrage und damit die Konkurrenz mit Asien.\r\nDie IEA erwartet in einer aktuellen Gasmarktanalyse1, dass im Jahr 2026 das weltweite LNG-Angebot voraussichtlich um 7 Prozent oder etwa 40 Mrd. m3 wachsen wird. Auch im Folgejahr werden weitere Zuwächse erwartet. Der Löwenanteil der Angebotsausweitung kommt aus Nordamerika und Qatar und dürfte nach Erwartung der IEA den Nachfragezuwachs in Asien übersteigen.\r\nAuf dem von hoher Liquidität geprägten globalen LNG-Markt können die für Europa und Deutschland notwendigen Mengen im Grundsatz beschafft werden, solange genug Kapazitä-ten an den Importterminals vorhanden sind. In der Vergangenheit waren unterschiedliche Auslastungssituationen der LNG-Terminals in Europa zu beobachten.\r\n1 Gas 2025: Analysis and forecasts to 2030, IEA, 27. Oktober 2025, hier abrufbar: https://iea.blob.core.windows.net/assets/db3d568d-b985-4cc2-bb1a-119517f118ac/Gas2025.\r\nSeite 7 von 32\r\nQuelle: Bruegel\r\nGrundsätzlich wirkt ein höheres Angebot an LNG preisdämpfend in den europäischen Gas-märkten. Genaue Preiseffekte lassen sich nur schwer abschätzen, da die Preisbildung in den Gasmärkten von zahlreichen Faktoren beeinflusst wird, insbesondere vom globalen LNG-Markt, aber auch von der generellen Entwicklung der Gasnachfrage und damit auch den struk-turellen Veränderungen insbesondere im Wärmemarkt, der Industrie und in der Stromerzeu-gung, der Verfügbarkeit und Füllstände der europäischen Gasspeicher, von Witterungseffek-ten, der konjunkturellen Entwicklung etc.\r\nSeite 8 von 32\r\nDurch die globale Verfügbarkeit von LNG verringern sich tendenziell die saisonalen Preisunter-schiede und eine kurzfristige Beschaffung wird vereinfacht.\r\nDie Entscheidung für den Ausbau der LNG-Terminalinfrastruktur hat Auswirkungen auf den Markt. Importe an deutschen Terminals und den Terminals in Nachbarländern tragen direkt zur Versorgungssicherheit in Deutschland bei. Das hat auch positive Rückwirkungen auf die Li-quidität des deutschen Handelsplatzes.\r\n›\r\nDie Gasmärkte funktionieren gut und zuverlässig. Sie sind von hohem Wettbewerb ge-prägt.\r\n›\r\nLNG macht den Markt flexibler, führt aber zu stärkerer Exposition Deutschlands ge-genüber globalen Marktbewegungen und -trends, externen Ereignissen und Schocks. Dies sind Marktsystematiken, die aus anderen Bereichen wie beispielsweise Kohle oder Öl gut bekannt sind und von den Importeuren bzw. Händlern in ihren Beschaf-fungsstrategien berücksichtigt werden.\r\nSeite 9 von 32\r\nGeoökonomische sowie geo- und sicherheitspolitische Einflüsse\r\nGeoökonomisch besteht Unklarheit, wann und an welcher Stelle Nationalstaaten, z. B. mit Zöl-len oder Handelsbeschränkungen, in den freien Markt eingreifen könnten. So muss davon aus-gegangen werden, dass wirtschaftliche Macht zur Erreichung politischer Ziele instrumentali-siert wird. Die Ausrichtung der US-LNG-Exportpolitik beispielsweise ist von hohen Unwägbar-keiten geprägt.\r\nZudem führt die Situation im Nahen und Mittleren Osten zu Unsicherheiten auf den Märkten. Für die Verfügbarkeit von Mengen auf dem globalen Markt ist die sich entwickelnde Rolle Chi-nas nicht nur als Nachfrager, sondern auch als Handelsakteur mit Speichern und Portfolien prägend.\r\nSolche Effekte können die Balance zwischen Angebot und Nachfrage im globalen LNG-Markt verändern und somit zu Preiseffekten führen, wenn Handelsrouten daraufhin angepasst wer-den.\r\n›\r\nGeopolitische Verwerfungen bringen hohe Unwägbarkeiten und Risiken mit sich; die Sicherheitslage hat eine neue Qualität erlangt.\r\n›\r\nDie neue Normalität ist auch sicherheitspolitisch und geopolitisch geprägt.\r\nGasnetzinfrastruktur\r\nDie Gasnetzinfrastruktur in Deutschland ist eng vermascht und leistungsfähig. Sie besteht aus Ferngasleitungen und Gasverteilernetzen, die das Gas zuverlässig zu allen Kunden transportie-ren. Die Gasnetzinfrastruktur ist auch über Europa hinaus vernetzt und ermöglicht Energie-importe über transkontinentale Pipelines und den Seeweg aus den Anrainerregionen. Diese Infrastruktur ist das Fundament für den Gasbinnenmarkt und die Basis für die Energieversor-gung.\r\nZu den Assets Deutschlands zählen das gute Pipelinenetz, das die Bundesrepublik mit den Nachbarländern (bidirektional) verbindet, die LNG-Terminalinfrastruktur, die Gasspeicher und der Zugang zum liquiden, europäischen Gasbinnenmarkt.\r\nSeite 10 von 32\r\nWeite Teile der Gasinfrastruktur sind konzipiert worden, um einen Gasfluss von Ost nach West zu ermöglichen. Durch die Veränderungen von 2022 entsteht nun aber die Notwendigkeit, ganz andere Gasflüsse abzubilden: bspw. von den westeuropäischen LNG-Terminals nach Ost-europa.\r\nSeite 11 von 32\r\nAbb.: Vergleich Import-/Exportbilanz H-Gas der Winter seit 2020/2021 in TWh, FNB Gas Winterrückblick 2024/25\r\nDies wird von den Netzbetreibern ermöglicht, muss jedoch bei der zukünftigen Entwicklung des Gasmarkts sowie des regulatorischen Umfelds unbedingt berücksichtigt werden.\r\n›\r\nDie Gasnetzinfrastruktur in Deutschland und Europa ist gut vernetzt und leistungsfä-hig.\r\n›\r\nVeränderung der Gasflüsse ist noch vollständig in der Gasinfrastruktur auszubilden.\r\nBedeutung der Gasspeicher\r\nSaisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen werden in hohem Umfang durch Speicher ausgeglichen. Insbesondere an sehr kalten Tagen wird ein hoher Teil des Gas-bedarfs aus den Speichern gedeckt. Bei einem Füllstand von unter 30 Prozent verlangsamt sich die Ausspeicherung deutlich.\r\nSeite 12 von 32\r\nDeutschland verfügt über die größten Gasspeicherkapazitäten in der Europäischen Union. Die 46 deutschen Untertage-Gasspeicher sind räumlich über ganz Deutschland verteilt und kön-nen knapp 24 Mrd. m³ Arbeitsgas aufnehmen. Das entspricht mehr als einem Viertel der in Deutschland im Jahr verbrauchten Gasmenge.\r\nDurch den Ausbau von LNG-Importen und die Nutzung von Gasspeichern kann die kurzfristige Abhängigkeit von einzelnen Importen reduziert werden. Speichermengen sind im Land und so-fort verfügbar. Gasspeicheranlagen können Unwägbarkeiten in der Beschaffung abfangen und Preisvolatilitäten dämpfen.\r\nGleichzeitig sind die Rahmenbedingungen für Gasspeicher aktuell herausfordernd. Sie befin-den sich im Spannungsfeld zwischen Wettbewerbsmarkt und immer mehr Regulierung. Nied-rige, zeitweise negative Sommer/Winter-Spreads sowie stetig steigende „Speichernebenkos-ten“ für Transport, Umlagen, Antriebsenergie, Gasfinanzierung etc. erhöhen die Opportuni-tätskosten und senken damit die Zahlungsbereitschaft der Speichernutzer. Dies gefährdet die Finanzierung von (Re-)Investitionen und birgt die Gefahr des Verlusts von Speicherkapazitäten mit entsprechenden Auswirkungen auf Versorgungssicherheit.\r\n›\r\nDiese Faktoren machen Gasspeicher zu einem wesentlichen Bestandteil der Energiein-frastruktur und tragen zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten, zum Beispiel bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\nSeite 13 von 32\r\n2.2 Markt: Ein stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung\r\nDer Markt übersetzt Knappheiten in Preissignale und schafft somit Anreize, diese Nachfrage zu bedienen. Dies geschieht nicht nur in Echtzeit, sondern auch vorausschauend: Selbst Knapp-heiten, die erst in der Zukunft erwartet werden, führen zu Anreizen, diese schon heute vo-rausschauend zu adressieren, sei es über Importe, Produktion oder Einspeicherungen. In Summe sorgt der Markt dafür, dass Gas zu dem Zeitpunkt und an der Stelle verbraucht wird, wo es den höchsten volkswirtschaftlichen Mehrwert bringt:\r\n›\r\nDamit geht eine effiziente Allokation von Angebot und Nachfrage einher, weil sowohl Kon-sumenten- als auch Produzentenrente maximiert werden.\r\n›\r\nDadurch entsteht Planungssicherheit für Energiekunden und andere Marktteilnehmer, während gleichzeitig der Wettbewerb für Effizienz und Bezahlbarkeit sorgt.\r\n›\r\nGleichzeitig reduzieren Händler und Importeure ihre Risiken durch rechtzeitige und güns-tige Beschaffung und Vertragsabschlüsse mit verlässlichen Lieferanten zu stabilen Bedin-gungen.\r\nPreissignale, die erwartbare Knappheiten anzeigen, Risikominimierung der Unternehmen und das Streben des Marktes, die entsprechenden Profite zu realisieren, führen zu bedarfsgerech-ter Beschaffung, die auch Vorsorge und Absicherung umfasst. Bei erwarteter hoher Nachfrage wird also auf Vorrat eingekauft.\r\nRegulatorische Eingriffe in den Markt stellen diese Funktionalität in Frage. Einschränkungen der Reaktionsfähigkeit von Marktteilnehmern oder Infrastruktur führen dazu, dass Markter-wartungen eben nicht mehr zu den notwendigen Reaktionen führen und dass die Planungssi-cherheit abnimmt. Dies verringert die Versorgungssicherheit und erhöht die Kosten der Ener-gieversorgung zu einem Zeitpunkt, zu dem das Preisniveau für Erdgas in Europa im internatio-nalen Vergleich weiterhin auf einem hohen Niveau liegt und der Ausstieg aus russischen Erd-gaslieferungen und die geplanten zusätzlichen Schwierigkeiten durch die Methanemissions-verordnung dem europäischen Markt zusätzliche Mengen entziehen, die ersetzt werden müs-sen.\r\nVersorgungssicherheitsinstrumente könnten dazu dienen, das Risiko von Versorgungsunter-brechungen im Falle unvorhersehbarer Ereignisse zu reduzieren, die von Marktteilnehmern nicht antizipiert werden können. Dabei gilt es, die daraus resultierenden Nachteile (Verteue-rung und möglicherweise Einschränkung der Energieversorgung) gegen die Vorteile (bspw. die Option, mit einer Notreserve im Notfall Handlungsfähigkeit aufrechtzuerhalten) abzuwägen.\r\nSeite 14 von 32\r\n›\r\nWesentliche Grundlage für eine sichere Versorgung ist ein gut funktionierender Markt. Wenn diesem flankierende Instrumente hinzugefügt werden, müssen diese In-strumente verhältnismäßig sein und nur auf Ereignisse/Schocks abzielen, die der Markt nicht ausreichend antizipiert und die potenziell gefährdend für die Versor-gungssicherheit sein können.\r\n›\r\nMarkteingriffe zur Absicherung für akute Notfallsituationen und nicht antizipierbare Extremereignisse sollten daher ausschließlich dem Krisenfall dienen und gezielt und begrenzt eingesetzt werden. Einen solchen Notfall könnte zum Beispiel der Ausfall ei-ner zentralen Importpipeline darstellen.\r\n3 Absicherungsfälle\r\n3.1 Differenzierung der Absicherungsfälle und Abstufung der Risiken\r\nIm Koalitionsvertrag wurde die Abschaffung der Gasspeicherumlage zur Entlastung der Ener-gieverbraucher vereinbart und mit der Aufgabe verbunden, geeignete Instrumente für eine versorgungssichere und kostengünstigere Befüllung der Gasspeicher auf den Weg zu bringen.\r\nAuf europäischer Ebene ist die Weiterentwicklung der Architektur und des Rechtsrahmens der Energieversorgungssicherheit für das erste Halbjahr 2026 angekündigt.\r\nGrundlage für eine Ausgestaltung muss eine sorgfältige Abwägung sein. Ausgangsfragen sind, wie Absicherungsbedarf ausgelöst wird und welche Absicherungsfälle zu unterscheiden sind.\r\nDie erste Unterscheidung liegt dabei in der Abgrenzung zwischen der akuten Handlungsfähig-keit in einem Krisen-/Notfall gegenüber der Absicherung des Gasverbrauchs im Jahresverlauf unter normalen bis hin zu besonderen oder extremen Bedingungen.\r\nBei Betrachtung des Absicherungsfalls Gasverbrauch im Jahresverlauf lassen sich die Risiken abstufen.\r\nSeite 15 von 32\r\nAbstufung der Risiken\r\nGrundsätzlich gilt, dass der Markt die erforderliche Gasmenge für die Sicherstellung der Ver-sorgung mit Erdgas bereitstellt.\r\nGashändler und -lieferanten nehmen ihre Verpflichtung zur Belieferung ihre Kunden auf ver-traglicher Basis sowie beispielsweise für die geschützten Kunden nach gesetzlichen Vorgaben wahr und bedienen sich dabei unterschiedlicher Instrumente im Rahmen ihrer Bezugsportfo-lien.\r\nGaslieferanten verpflichten sich ihren Kunden gegenüber zur Lieferung während des Vertrags-zeitraums. Eine besondere Verpflichtung kommt gem. des Versorgungsstandards (siehe EU-Gasversorgungssicherheits-Verordnung und EnWG) gegenüber den geschützten Kunden zum Tragen.\r\nMarktteilnehmer antizipieren diese Gasnachfrage und sorgen dafür, dass sie gedeckt werden kann. Eine wichtige Rolle spielen dabei Preissignale, wenn sich schon im Sommer die Winter-nachfrage im Terminmarkt ablesen lässt. Das führt dann zu angemessenen Einspeicherungen im Sommer oder zur Kontrahierung anderer Gasmengen, wie beispielsweise Pipeline- oder LNG-Importen. Daraus resultiert der grundsätzlich zu beobachtende Rhythmus, dass Gasspei-cher im Sommer befüllt und im Winter entleert werden. Der zunehmende Anteil von LNG am Erdgasaufkommen und dadurch stärkere Verknüpfung mit Entwicklungen auf dem Weltmarkt kann sich auf in der Vergangenheit etablierte Mechanismen auswirken. Daher wird zu prüfen sein, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss, um die erforderlichen Gasmengen zur Sicherstellung der Versor-gungssicherheit bereitzustellen.\r\nSeite 16 von 32\r\nDie Gasnetzbetreiber sind im Rahmen ihrer Systemverantwortung nach dem Energiewirt-schaftsgesetz (EnWG) verpflichtet, den Betrieb sicherer und zuverlässiger Netze zu gewährleis-ten. Den Fernleitungs- und Verteilernetzbetreibern kommt für die Sicherstellung der Gasver-sorgung dabei eine zentrale Rolle zu. Sie stellen sicher, dass die vom Markt bereitgestellten Gasmengen an die Stellen transportiert werden, wo sie benötigt werden. Zur Absicherung der regionalen physischen Verfügbarkeit von Gas zur Gewährleistung eines stabilen Netzbetriebs ist mit den LTOs (Long-Term Options) bereits ein Instrument etabliert, das jedoch ein Instru-ment der Regelenergie, nicht der Versorgungssicherheit ist und nicht von den Fernleitungs-netzbetreibern (FNB) zu Transportzwecken genutzt werden darf.\r\n›\r\nFür einen „Normalwinter“ kann von einer sicheren Versorgung auf marktlicher Basis ausgegangen werden, und auch ungewöhnlich kalte Temperaturen sind zu einem wei-ten Teil gut bewältigbar. Gasmengen sind auf dem globalen Markt grundsätzlich aus-reichend verfügbar.\r\n›\r\nDie Marktkräfte und bestehende Verpflichtungen kommen dort an ihre Grenzen, wo unerwartete Risiken sich materialisieren, und externe Schocks auftreten. Eine Vor-sorge für Extremsituationen können Märkte nur bedingt treffen, da sie nicht auf die Bereitstellung von öffentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in sel-tenen Extremereignissen ausgerichtet sind. Das gewünschte Maß an Versorgungssi-cherheit und damit den Umfang der benötigten Vorsorge zu definieren, ist Staatsauf-gabe. Bekanntermaßen werden Risiken nicht vollumfänglich vom Markt antizipiert und eingehegt.\r\n›\r\nMit der „Neuen Normalität“, welche den Gasmarkt heute beschreibt (s. Kapitel 2.1), haben insbesondere geopolitische Risiken und Unwägbarkeiten eine neue Qualität er-langt. Der ungeplante Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen von wesentlichen Importquellen ist nicht mehr undenkbar; auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitiger extremer Kälte.\r\nSeite 17 von 32\r\n3.2 Absicherungsniveau und Versicherungslösung: Staatliche Entscheidung\r\nEs stellt sich die Frage, ob für diese Risiken – Extremereignisse/externe Schocks – eine „Versi-cherungslösung“ einzurichten ist.\r\n›\r\nEine solche Entscheidung kann nur der Staat treffen. Der Staat muss das gewünschte Absicherungsniveau festlegen und entscheiden, ob eine Versicherungslösung imple-mentiert oder das Risiko mit hohem Schadenspotential im Eintrittsfall eingegangen wird. Dabei ist zwischen einer „Versicherungsprämie“, die dauerhaft zu zahlen ist und ggf. erhöhten Kosten der Energieversorgung durch Verknappung der Flexibilitätsquellen gegenüber einem potenziellen Schaden abzuwägen.\r\nGrundprinzipien\r\nBei der Abwägung sollten auch folgende Grundprinzipien Berücksichtigung finden:\r\n›\r\nEnergieversorgungssicherheit als Teil des energiepolitischen Dreiecks ist die Fähigkeit ei-ner Volkswirtschaft, das Gleichgewicht zwischen Energieversorgung und Energiebedarf über verschiedene Zeiträume hinweg sicherzustellen. D. h. sichere Versorgung ist gege-ben, wenn Energie an dem Ort, zu dem Zeitpunkt und in der Menge verfügbar ist, zu der sie nachgefragt wird. Das hat auch eine große internationale Tragweite.\r\n›\r\nDabei gilt grundsätzlich, dass die Energieversorgungssicherheit im Rahmen der jeweiligen Tätigkeiten und Zuständigkeiten in der gemeinsamen Verantwortung der Energieunter-nehmen, der Mitgliedstaaten, der zuständigen Behörden der Mitgliedstaaten sowie der EU liegt. Dieser dreistufige Gemeinschaftsmechanismus – 1. Energieunternehmen, 2. Mit-gliedstaaten, 3. EU – hat sich bewährt und sollte weiterhin gestärkt werden.\r\n›\r\nEs sollte das Prinzip gelten, marktliche Mechanismen so lange wie möglich aufrecht zu er-halten und hoheitliche Eingriffe ausschließlich als ultima ratio einzusetzen.\r\n›\r\nPreise sind, gerade auch in einer Krise, ein wichtiges Steuerungsinstrument. Dieses darf nicht durch Eingriffe in die freie Preisbildung behindert werden.\r\n›\r\nIn den Bereichen, in denen staatliche Eingriffe stattfinden, um das gewünschte Niveau von Versorgungssicherheit zu erreichen, sind diese so auszugestalten, dass Fehlanreize vermieden werden und marktliche Mechanismen wirken können.\r\nSeite 18 von 32\r\n›\r\nRegelungen, Instrumente und Maßnahmen müssen transparent und handhabbar ausge-staltet sein. Dazu gehört, dass alle Beteiligten diese kennen, ihre Aufgaben und Verant-wortlichkeiten verstehen und umsetzen können.\r\n4 Instrumente\r\n4.1 Überblick und Bewertungskriterien\r\nVor dem Hintergrund der aktuellen Entwicklungen sowie beim Blick in andere europäische Mitgliedstaaten zeigt sich eine Vielzahl an Instrumenten zur Absicherung akuter Notfallsituati-onen und Extremereignissen.\r\nDiese reichen von einer strategischen Gasreserve über Speicherverpflichtungen oder Last res-ort-Mechanismen. Eine genauere Betrachtung zeigt jedoch, dass es nicht nur eine Vielzahl an Instrumenten gibt, sondern diese auch je nach Ausgestaltung in zahlreichen Varianten auftre-ten können.\r\nDie im Folgenden dargestellte qualitative Bewertung bezieht sich konkret auf die Absicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen. Aufgrund der Viel-zahl an denkbaren Varianten ist sie als eine allgemeine Einordnung der betrachteten Instru-mente zu verstehen; je nach konkreter Ausgestaltung oder Zielsetzung kann sich eine Bewer-tung auch verändern.\r\nFür die Bewertung wurden die folgenden Kriterien zugrunde gelegt:\r\n›\r\nEffektivität (bezogen auf Speicherfüllstände): K.o.-Kriterium\r\n›\r\nKosteneffizienz\r\n›\r\nNotwendige Anpassungen des Regulierungsrahmens\r\n›\r\nOperative Umsetzung\r\n›\r\nAufwand Kontrolle/Monitoring\r\n›\r\nAbgrenzung und Anzahl der Verpflichteten\r\n›\r\nMarktrollenkonformität / Einhaltung der Unbundlinggrenzen\r\n›\r\nAuswirkungen auf den Speichermarkt\r\n›\r\nAuswirkungen auf Marktpreisbildung und Marktverhalten\r\nSeite 19 von 32\r\n4.2 Strategische Reserve\r\nBei der strategischen Reserve hält eine zentrale Instanz eine bestimmte Gasmenge dauerhaft in Gasspeichern vor und diese wird nur unter zuvor definierten Bedingungen eingesetzt.\r\nZielsetzung\r\nZiel einer strategischen Reserve ist es, die Handlungsfähigkeit zu Beginn von Krisen-/Notfallsi-tuationen zu gewährleisten, indem dediziert dafür vorgesehene Speichermengen unverzüglich aktiviert werden können. Sie dient im Falle von Lieferengpässen zur kurzfristigen und kurzzei-tigen Überbrückung bis zur Wirksamkeit von Maßnahmen des Bundeslastverteilers (BLastV). Auslöser können insbesondere der Ausfall von technischer Infrastruktur oder von Liefermen-gen sein (physischer Engpass aufgrund unvorhergesehener, kurzfristiger Entwicklungen).\r\nDie Bundesnetzagentur in ihrer Rolle als Bundeslastverteiler hat in einer Gasmangellage und bei Ausrufung der Notfallstufe die Aufgabe, den lebenswichtigen Bedarf an Gas zu decken (vgl. § 1 EnSiG sowie § 1 GasSV). Das heißt, der Bundeslastverteiler muss die benötigten Gasmen-gen beschaffen bzw. den Gasverbrauch steuern, um sogenannte „Engpasszonen“ aufzulösen.\r\nDiese „Engpasszonen“ werden von den FNB gemeldet, wenn der Marktgebietsverantwortliche (das Unternehmen Trading Hub Europe, kurz THE) nicht ausreichend Gas als Regelenergie auf dem Markt beschaffen kann.\r\nDabei kann der Bundeslastverteiler verschiedene Maßnahmen abwägen, um eine Engpass-zone aufzulösen.\r\nUm zu Beginn einer solchen Krisen-/Notfallsituation sofort handlungsfähig zu sein und die ers-ten Tage zu überbrücken, ist eine strategische Reserve ein sehr gut geeignetes Instrument. Da-bei bedarf es sowohl der Menge als auch der Leistung aus Speichern.\r\nAusgestaltung\r\n›\r\nQuantifizierung (Beispielrechnung): Spitzenlast 6 bis 6,5 TWh an einem kühlen Tag Zeitraum 6 bis 10 Tage Ausfall von Gaslieferungen in Höhe von 30 Prozent: 2 bis 2,5 TWh\r\nErgebnis: Strategische Reserve in Höhe von 15 bis 24 TWh\r\n›\r\nAuswahl\r\nFür die Auswahl der Speicherkapazitäten gibt es verschiedene Ansätze, deren Vor- und Nachteile noch genauer abzuwägen sind. Denkbare Ansätze sind beispielsweise: Verteilung der Speicheranlagen auf verschiedene Regionen gemäß ihrer Notwendigkeit in verschiedenen Ausfallszenarien (z. B. Ausfall Importroute, Ausfall zentraler Betriebsmittel);\r\nSeite 20 von 32\r\nAufteilung auf die H-Gas-Regelenergiezonen von THE mit bedarfsgerechter Gewichtung, wie sie im Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan vorliegen; Rein kostenbasierte Verteilung über wettbewerblichen Ausschreibungsmechanismus mit oder ohne Ex-ante-Vorgabe einer regionalen Verteilung…\r\nDie o. g. Ansätze bedürfen der weiteren Bewertung. Dabei ist insbesondere auch zu beach-ten, dass Speicherbetreiber je nach Ausgestaltung von der Vorhaltung einer Reserve profi-tieren können bzw. schlechter gestellt werden.\r\n›\r\nFreigabemechanismus\r\nDurch den Bundeslastverteiler, wenn dem Marktgebietsverantwortlichen (MGV) eine marktbasierte Beschaffung von Regelenergie nicht mehr möglich ist. Es muss sichergestellt sein, dass die Freigabe nur beim Eintreten dieser Marktlage erfolgt und es keine Möglich-keit der politischen Einflussnahme gibt, um Marktpreise aus politischen Gründen zu sen-ken.\r\n›\r\nBefüllung [noch auszugestalten]\r\nDer Staat ist Eigentümer des Gases (analog Ölreserve). Die Befüllung müsste zeitlich so gestreckt werden, um Marktverzerrungen zu vermeiden.\r\n›\r\nFinanzierung\r\nAus dem Staatshaushalt\r\nDie strategische Reserve ist ein Instrument, das die beiden Absicherungsfälle – akute Hand-lungsfähigkeit und Vorsorge für Extremereignisse – abdecken kann. Es ermöglicht, die Vorhal-tung von Gas in Speichern entsprechend der staatlichen Absicherungsentscheidung und auf Basis einer Risikobewertung anzupassen, während der Zugriff darauf mit einem einheitlichen Mechanismus durch den Bundeslastverteiler erfolgt.\r\nBewertung\r\nEine strategische Reserve kann die Handlungsfähigkeit staatlicher Stellen im Knappheitsfall zeitlich begrenzt erhöhen. Beispielsweise könnte im Notfall auf diese Weise die Vorlaufzeit der Verfügungen des Bundeslastverteilers ohne Versorgungsunterbrechung überbrückt werden. Je nach Jahreszeit und Umfang der Reserve kann diese auch wesentlich länger wirken.\r\nSeite 21 von 32\r\nDem stehen direkte Kosten gegenüber, weil die benötigte Gasmenge erworben werden muss und nicht preislich abgesichert werden kann. Auch der Betrieb der für die Reserve verwende-ten Gasspeicheranlagen müsste zentral finanziert werden. Darüber hinaus fallen indirekte Kos-ten an, da dem Markt Flexibilitätsquellen entzogen werden und diese somit in Hochpreispha-sen, beispielsweise zur Belieferung der neuen Kraftwerke im Rahmen der Kraftwerksstrategie während einer Dunkelflaute, nicht mehr zur Verfügung stehen würden. Je nach Umfang der Reserve und Ausgestaltung der Rahmenbedingungen für die Beschaffung besteht bei der Be-füllung der Reserve die Gefahr marktverzerrender und preistreibender Effekte. Diese können aber reduziert werden, in dem die Befüllung der Speicher über bspw. drei Jahre erfolgt.\r\n4.3 Speicherverpflichtung\r\nBei einer Speicherverpflichtung wird Marktteilnehmern die Pflicht auferlegt, bis zu einem be-stimmten Zeitpunkt oder Zeitkorridor im Jahr eine bestimmte Menge Gas einzuspeichern bzw. eingespeichert zu halten, um eine physische Krisenvorsorge aufzubauen. Der Aufbau einer sol-chen physischen Krisenvorsorge kann – je nach Ausgestaltung – marktorientiert erfolgen.\r\nZu implementieren sind entsprechende Kontrollmechanismen (z. B. durch BNetzA und/oder MGV) sowie Art und Umfang von Sanktionierungsmaßnahmen bei Nichterfüllung.\r\nDie Verpflichtung sollte handelbar sein bzw. als Dienstleistung durch Dritte erbracht werden können.\r\nDenkbar wäre jeweils auch, die Speicherverpflichtung für andere Erfüllungsoptionen zu öffnen (bspw. Produktion, physisch abgesicherte Lieferverträge, Demand Response). Das würde aber in der Ausgestaltung jeweils eine eher untergeordnete Rolle spielen und wird daher in diesem Dokument nicht tiefergehend betrachtet.\r\nBei der konkreten Ausgestaltung einer Speicherverpflichtung ergibt sich eine Vielzahl an Vari-anten.\r\n›\r\nVarianten: Speicherverpflichtung der Marktteilnehmer\r\n\r\nLieferanten: Verpflichtung für Vertriebe, anteilig vom Verbrauch der eigenen [ge-schützten] Kunden einzuspeichern.\r\n\r\nBilanzkreisverantwortliche: Verpflichtung für alle Bilanzkreisverantwortlichen anteilig vom Verbrauch der dem Bilanzkreis zugeordneten [geschützten] Kunden einzuspei-chern.\r\n\r\nGasimporteure: Verpflichtung für Gasimporteure, anteilig von der importierten Menge einzuspeichern.\r\nSeite 22 von 32\r\n\r\nSpeicherkunden: Verpflichtung für Speichernutzer, ihre gebuchten Speicherkapazitä-ten zu einem vorgegebenen Maß auch zu nutzen, mit Erlösabsicherung für den Spei-cherbetreiber\r\n›\r\nVarianten: Speicherverpflichtung der Infrastrukturbetreiber\r\n\r\nNetzbetreiber: Verpflichtung für Netzbetreiber, die Befüllung von Speichern sicherzu-stellen\r\n\r\nSpeicherbetreiber: Verpflichtung für Speicherbetreiber, Füllstand in Höhe von x Pro-zent ihrer Speicheranlagen sicherzustellen\r\nGrundsätzlich sind die letztgenannten Marktrollen nicht als Adressaten einer Speicherver-pflichtung geeignet, da Unbundlinggrenzen überschritten würden und die Infrastrukturbetrei-ber keine Gasmengen haben oder handeln. Es wäre darüber hinaus ineffizient, da die erfor-derlichen Funktionen in den Unternehmen erst aufgebaut werden müssten. Diese Varianten werden daher nicht weitergehend bewertet.\r\nBewertung der Varianten Speicherverpflichtung der Marktteilnehmer zur Absicherung von akuten Notfallsituationen und Extremereignissen in der Übersicht\r\nLieferantenverpflichtung\r\nVerpflichtung für Vertriebe, anteilig vom Verbrauch der eigenen [geschützten] Kunden einzuspeichern\r\nAnzahl der Verpflichteten: rd. 900\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\ngeringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nsehr hoher Aufwand für die operative Umsetzung sehr hoher Aufwand für Kontrolle und Monitoring Gefahr negativer Effekte auf die Wettbewerbsintensität im Lieferanten-markt\r\nDimensionierung müsste den Verbrauch geschützter Kunden überstei-gen, um überhaupt zusätzliche Einspeicherung anzureizen. Nachteile würden sich signifikant erhöhen, wenn die Verpflichtung auch für RLM-Mengen gelten würde.\r\nSeite 23 von 32\r\nBKV-Verpflichtung\r\nVerpflichtung für alle Bilanzkreisverantwortlichen, anteilig vom Verbrauch der dem Bilanz-kreis zugeordneten [geschützten] Kunden einzuspeichern.\r\nUntervarianten: alle Kunden oder nur SLP-Kunden\r\nAnzahl der Verpflichteten: rd. 400 (nur SLP-BKV)\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\nIdentifikation der Verpflichteten einfach geringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nhoher Aufwand für operative Umsetzung, Kontrolle und Monitoring\r\nImporteursverpflichtung\r\nVerpflichtung für Gasimporteure, anteilig von der importierten Menge einzuspeichern.\r\nAnzahl der Verpflichteten: offen, abhängig von der Definition der Importeurs-Eigenschaft im Kontext der Verpflichtung\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\ngeringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nsehr negative Einflüsse für Attraktivität des nationalen Gasmarkts negative Einflüsse auf Transit-Flüsse\r\nSeite 24 von 32\r\nSpeicherkunden mit erlössichernder Umlagefinanzierung für Speicherbetreiber\r\nVerpflichtung für Speichernutzer, ihre gebuchten Speicherkapazitäten zu einem vorgege-benen Maß auch zu nutzen; Speicherbetreiber verauktionieren ihre Kapazitäten; bei Aukti-onserlös unter den erlaubten Kosten wird ausgeglichen und per Umlage finanziert (in Anlehnung an das französische Modell; zu berücksichtigen ist, dass die Ausgangssituati-onen in Deutschland und Frankreich beispielsweise hinsichtlich der Anzahl der Speicherbe-treiber etc. unterschiedlich sind)\r\nAnzahl der Verpflichteten: gering (Speicherkunden plus Speicherbetreiber)\r\nEffektivität\r\nmittel bis hoch\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel (Kosten für Erlösabsicherung / Umlage)\r\nVorteile\r\nAufwand Kontrolle/Monitoring geringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung\r\nNachteile\r\nnotwendige Anpassungen des Regulierungsregimes (Vollregulierung der Speicher und Einführung Umlagesystem)\r\nEine solche Regulierung kann dazu führen, dass nicht-erlösgesicherte Speicher im Wettbewerb gegenüber erlösgesicherten Speichern chan-cenlos werden.\r\nRegulierungsrisiko/Vielzahl offener Fragen bei konkreter Ausgestaltung\r\nDie Auswirkungen eines Speicherregulierungsmodells, welches an das französische Regime an-gelehnt ist, lassen sich nicht vollständig bewerten, da es verschiedene Ausgestaltungsvarian-ten gibt. Allerdings ergeben sich bereits auf dieser Ebene verschiedene Fragestellungen, wel-che die Komplexität und mögliche Problemstellungen veranschaulichen; beispielsweise:\r\n›\r\nWerden alle deutschen Speicher von der Regulierung erfasst und damit kostenreguliert oder nur bestimmte?\r\n›\r\nNach welchen Kriterien wird ggf. eine Auswahl getroffen bzw. das zu erfassende Ar-beitsgasvolumen (AGV) festgelegt?\r\n›\r\nWerden einheitliche Erlöse für alle Speicherbetreiber, bezogen auf das jeweilige AGV, ermittelt? Oder wird jeder Speicherbetreiber kostenbasiert betrachtet?\r\n›\r\nFalls kostenbasierte Erlöse pro Speicherbetreiber ermittelt werden, wie werden Anreize zur Kosteneinsparung gesetzt? Wie werden vorherige Investitionen eines Speicherbe-treibers zur Kosteneinsparung und Effizienzverbesserung berücksichtigt?\r\n›\r\nWie werden variable Energiekosten berücksichtigt?\r\nSeite 25 von 32\r\nAußerdem ist zu beachten, dass im französischen Modell in seiner Logik eine Befüllpflicht für gebuchte Speicherkapazitäten für den Speicherkunden besteht und bei nicht ausreichender Buchung von Speicherkapazitäten als last resort ein anderer Akteur für die Buchung und an-schließenden Befüllung verantwortlich ist. (Anmerkung: In Frankreich wäre das der Speicher-betreiber selbst. Denkbar wäre alternativ die Vermarktung von Speicherkapazitäten zu negati-ven Preisen.)\r\nBewertung\r\nDie qualitative Bewertung zeigt, dass nicht eine Marktrolle zu identifizieren ist, die der ide-ale zu Verpflichtende wäre, um Notfallsituationen und Extremereignisse abzusichern. Bei allen Marktrollen zeigen sich neben einzelnen Vorteilen unterschiedliche Nachteile.\r\nAlle Speicherverpflichtungen führen zu Mehrkosten und Marktverzerrungen, da die eingespei-cherte Menge die antizipierte Nachfrage ggf. übersteigt. Das bedeutet je nach Ausgestaltung, dass Preise im Spätwinter tendenziell gedrückt werden und Preise im Sommer und Frühwinter tendenziell erhöht werden. Marktliche Anreize für die Speicherbefüllung werden somit ge-schwächt, was dann wiederum die notwendige Dimensionierung und Kosten der Speicherver-pflichtung erhöht.\r\n4.4 Verpflichtung des Marktgebietsverantwortlichen (MGV) als Back up-Mechanismus/Last Resort\r\nFür eine mögliche Verpflichtung des MGV werden im Folgenden zwei verschiedene Alternati-ven betrachtet, die jeweils eine Weiterentwicklung des Status Quo darstellen.\r\nGegen eine unveränderte Beibehaltung des Status Quo sprechen insbesondere die seit der Einführung der Speichergesetz-Regelungen im Jahr 2022 aufgetretenen marktverzerrenden Effekte, deren Wiederholung es bei der Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens drin-gend zu vermeiden oder mindestens zu reduzieren gilt.\r\nUrsächlich dafür waren im Wesentlichen:\r\n›\r\nStarre, speicherscharfe Füllstandsvorgaben in Kombination mit einem implizierten Au-tomatismus bzgl. Eingreifen des MGV\r\n›\r\nAuseinanderfallen des gesetzlichen Wortlauts und der praktischen Anwendung: Intrans-parenz bzgl. der konkreten Entscheidungskriterien für ein Tätigwerden des MGV führte zu Fehlannahmen im Markt bzgl. Wahrscheinlichkeit und Umfang des Eingreifens durch den MGV\r\nSeite 26 von 32\r\n›\r\nEnge – und aufgrund der speicherscharfen Füllstandsvorgaben ausrechenbare – zeitli-che Restriktionen für eine Speicherbefüllung durch den MGV, welche eine Kostenopti-mierung in der Beschaffung einschränken (MGV als „desperate buyer“)\r\n›\r\nEin auf den marktlich gebildeten Speicherentgelten aufsetzendes reguliertes Entgelt für Eigenbuchungen durch den MGV, welches bei sinkenden Sommer-Winter-Spreads den Anreiz zur marktlichen Verauktionierung von Speicherkapazitäten durch die Speicher-betreiber reduziert\r\nDie hohen historischen Kosten, die das Speichergesetz bisher verursachte, bleiben bei der Be-wertung eines künftigen Mechanismus außer Betracht, da diese in wesentlichen Teilen auf die damaligen Umstände zurückzuführen sind (v. a. kurzfristige Einführung parallel zur bestehen-den Krise und der damit einhergehenden Preissituation, fehlender Terminmarktzugang des MGV etc.).\r\nWeiterhin hat sich die gesetzlich vorgesehene Stufenlogik teilweise als in der Praxis nicht sinn-voll umsetzbar erwiesen (Stufe 2) und das Nebeneinander von Stufe 1 und Stufe 3 zur Lösung desselben Grundproblems bringt unnötige Komplexität und Ineffizienzen in der Umsetzung mit sich.\r\n›\r\nVariante 1: Beanreizung der marktlichen Speicherbefüllung durch Ausschreibung von strategischen Befüllungsinstrumenten\r\n\r\nAus dem heutigen Speichergesetz-System bleibt lediglich die sog. Stufe 1 erhalten, d. h. der MGV schreibt analog des heutigen § 35c Abs. 1 EnWG bei Bedarf strategische Befül-lungsinstrumente als Anreiz für die marktliche Speicherbefüllung aus, wird jedoch nicht selbst zwecks Speicherbefüllung tätig.\r\n\r\nDie zum Einsatz kommenden Befüllungsinstrumente werden transparent und diskrimi-nierungsfrei ausgeschrieben. Die Erarbeitung des Produktdesigns erfolgt unter frühzeiti-ger Einbindung der betroffenen Marktteilnehmer (insbesondere potenzieller Anbieter und Speicherbetreiber).\r\n\r\nAuf die bisherigen Füllstandsvorgaben des § 35b EnWG kann in diesem Modell verzich-tet werden – es handelt sich um einen reinen Anreizmechanismus, der nur bei Bedarf genutzt wird und dessen Ausschreibungsvolumen situativ an die Füllstandssituation im Ausschreibungszeitpunkt angepasst wird.\r\nSeite 27 von 32\r\n›\r\nVariante 2: MGV als Befüller of last resort\r\n\r\nAus dem heutigen Speichergesetz-System bleibt lediglich die sog. Stufe 3 erhalten, d. h. die Rolle des MGV erstreckt sich nicht auf das Anreizen marktlicher Einspeicherungen, sondern beschränkt sich auf die Rolle eines „Befüllers of last resort“, der bei Bedarf ein-springt, um die für erforderlich gehaltenen Speicherfüllstände gesichert zu erreichen.\r\n\r\nVoraussetzung dafür ist bei gebuchten, aber nicht befüllten Speicherkapazitäten wie heute ein UIOLI-Mechanismus, über den auch die Speicherbetreiber mit eigenen Pflich-ten an dem System mitwirken müssen. Speicherkapazitäten, die gar nicht erst gebucht sind, können wie heute durch den MGV selbst gebucht werden (sog. „Eigenbuchung“).\r\n\r\nDie Entscheidungskriterien für ein Tätigwerden des MGV werden in der gesetzlichen Re-gelung klar beschrieben und die UIOLI-Vorgaben darauf zugeschnitten.\r\n\r\nDas Eigenbuchungs-Entgelt wird stärker an den dem Speicherbetreiber tatsächlich ent-stehenden Kosten orientiert.\r\n\r\nSämtliche vertretbaren Spielräume zur Erweiterung der Flexibilität des MGV in der Be-schaffung von Speichermengen werden ausgenutzt (z. B., indem der MGV auch zeitlich nachgelagert zum restlichen Markt befüllen kann, Eigenbuchungen mit mehr Vorlauf ge-tätigt werden etc.).\r\n\r\nZu prüfen wäre, ob und wenn ja, in welcher Form für ein solches System weiterhin dedi-zierte Füllstandsvorgaben benötigt werden. Sofern dies zur praktischen Handhabung un-vermeidbar ist, müsste gesetzlich klargestellt sein, in welchen Fällen und für wen eine Verfehlung der Füllstandsvorgaben jeweils welche Konsequenzen hat (z. B. Verzicht auf UIOLI, wenn der MGV ohnehin nicht tätig werden soll etc.).\r\nBeiden Varianten gemeinsam ist, dass der MGV – im Gegensatz zu einer Verpflichtung der obi-gen Marktteilnehmer – nur aktiv wird, wenn die Gasspeicher im normalen Marktgeschehen nicht rechtzeitig oder nicht ausreichend befüllt werden („Backup-Funktion“).\r\nDas Eingreifen des MGV unterliegt keinem Automatismus, sondern es gilt die Prämisse, dass es sich um eine Kann-Regelung handelt, nach der ein Tätigwerden des MGV eine entspre-chende Anweisung durch BNetzA und BMWE voraussetzt – es ließe sich darüber durch die Be-hörden steuern, ob und wenn ja, wann und in welchem Umfang der MGV eingreift (z. B. nur dann und in dem Umfang, wie es erforderlich ist, um etwaige Speicherfüllstandsvorgaben auf EU-Ebene einzuhalten).\r\nSeite 28 von 32\r\nBeide Varianten würden ferner durch ein Speichermonitoring-System mit Meldepflichten der Speicherbetreiber an die BNetzA ergänzt, das bzgl. Umfang und Zeitpunkt bzw. Frequenz der Meldungen jeweils auf die Logik der jeweiligen Variante zugeschnitten wäre.\r\nDie Finanzierung dieser Versorgungssicherheitsaufgaben des MGV müsste bzw. könnte analog Speichergesetz über eine Umlage oder aus Haushaltsmitteln erfolgen.\r\nBewertung\r\nDiese Optionen sind eine Fortentwicklung der heute gültigen Regelungen. Die Erfahrungen der letzten Jahre führen hier zu Verbesserungen, die die Gesamtkosten drücken könnten.\r\nDie Problematik der vergangenen Jahre, dass kurzfristige Entscheidungen der Behörden zu sig-nifikanten Marktverzerrungen führen und möglicherweise die Erwartung eines staatlichen Ein-griffs zu Zurückhaltung bei den Marktteilnehmern bei der Einspeicherung führt, bleibt im We-sentlichen bestehen.\r\nSeite 29 von 32\r\nZusammenfassung / Bewertungen in der Übersicht\r\n›\r\nStrategische Reserve\r\n\r\nZur Absicherung von akuten Krisen-/Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen ein sehr gut geeignetes Instrument\r\n\r\nDirekte Kosten plus indirekte Kosten durch Entzug von Flexibilitäten\r\n›\r\nSpeicherverpflichtung\r\n\r\nEs ist nicht eine Marktrolle zu identifizieren, die der ideale zu Verpflichtende wäre. Bei allen Marktrollen zeigen sich neben einzelnen Vorteilen unterschiedliche Nach-teile.\r\n\r\nAlle Speicherverpflichtungen führen zu Kosten und Marktverzerrungen; marktliche Anreize für die Speicherbefüllung werden geschwächt.\r\n›\r\nMGV als Back up-Mechanismus / Last Resort\r\n\r\nFortentwicklung der gültigen Regelungen; Verbesserungen können Gesamtkosten senken\r\n\r\nGefahr signifikanter Marktverzerrungen durch kurzfristige Entscheidungen der Be-hörden und in Erwartung eines staatlichen Eingriffs bleiben im Wesentlichen beste-hen\r\n5 Handlungsempfehlung\r\nIm März bzw. Ende 2027 laufen die aktuellen Regelungen zu Gasspeicherfüllstandsvorgaben auf nationaler und europäischer Ebene aus. Daher ist in 2026 der rechtliche Rahmen für „post 2027“ zu gestalten. Zudem ist auch zu prüfen, ob der marktliche Rahmen für Gasspeicher in der „Neuen Normalität“ weiterhin funktioniert.\r\nUm akute Notfallsituationen und vom Markt nicht antizipierbare Extremereignisse wie bei-spielsweise den ungeplanten Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen oder einen geopolitisch bedingten Lieferstopp auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitig sehr niedrigen Temperaturen absichern zu können, kommt der BDEW auf Basis der Analyse der veränderten Versorgungssituation, einer Differenzierung der Absicherungsfälle und Risiken sowie der qualitativen Bewertung unterschiedlicher Instru-mente zu folgender Handlungsempfehlung:\r\nSeite 30 von 32\r\n›\r\nMit der „Neuen Normalität“, welche den Gasmarkt heute beschreibt, haben insbesondere geopolitische Risiken und Unwägbarkeiten eine neue Qualität erlangt. Der ungeplante Aus-fall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen von wesentlichen Im-portquellen ist nicht mehr undenkbar; auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitiger extremer Kälte.\r\n›\r\nEin stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energie-versorgung.\r\n›\r\nVor dem Hintergrund eines gut funktionierenden Gasmarktes und ausreichend vorhande-nen Gasmengen auf den globalen Märkten, ist eine kosteneffiziente, stabile und sichere Gasversorgung in einem \"Normalwinter\" Aufgabe der Unternehmen. Und auch ungewöhn-lich kalte Temperaturen sind zu einem weiten Teil gut bewältigbar.\r\n›\r\nDie Marktkräfte und bestehenden Verpflichtungen kommen dort an ihre Grenzen, wenn unerwartete Risiken sich materialisieren und externe Schocks auftreten. Bei der Vorsorge für Extremsituationen können Märkte versagen, da sie nicht auf die Bereitstellung von öf-fentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in seltenen Extremereignissen ausgerichtet sind. Das ist Staatsaufgabe. Solche Risiken werden nicht vollumfänglich vom Markt antizipiert und eingehegt.\r\n›\r\nGasspeicher sind wesentlicher Bestandteil der Energieinfrastruktur und tragen zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\n›\r\nIn jedem Fall muss der Staat das gewünschte Absicherungsniveau festlegen und entschei-den, ob und in welchem Umfang eine Versicherungslösung implementiert oder das Risiko mit hohem Schadenspotential im Eintrittsfall eingegangen wird.\r\n›\r\nDiese Abwägung muss bezüglich der beiden Absicherungsfälle stattfinden 1) um die akute Handlungsfähigkeit in einem Krisen-/Notfall zu gewährleisten sowie 2) zur Vorsorge für Extremereignisse.\r\n›\r\nDaneben ist auch ein perspektivisch wirtschaftlicher Betrieb der Gasspeicher eine wesentli-che Voraussetzung für Versorgungssicherheit. Diese ist nicht nur eine Frage der verfügba-ren Gasmengen, sondern auch des Vorhaltens physischer Flexibilität im System. Daher wird zu prüfen sein, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss.\r\n›\r\nWeiterhin sind ebenfalls gesetzliche Regelungen erforderlich, wie mit geplanten Stilllegun-gen von Gasspeichern verfahren wird (z. B. Ankündigungspflicht etc.) bzw. wie ein\r\nSeite 31 von 32\r\nwirtschaftlicher Weiterbetrieb von Erdgasspeichern aus Gründen der Versorgungssicher-heit ermöglicht werden kann.\r\n›\r\nAnforderungen an einen staatlichen Eingriff zur Absicherung von akuten Notfallsituatio-nen und nicht antizipierbaren Extremereignissen\r\n•\r\nBestehende Füllstandsvorgaben nicht verlängern: Die Füllstandsvorgaben für Gasspei-cher waren in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Die Entwicklungen in den letzten drei Jahren zeigen jedoch, dass starre gesetzliche Vorgaben zur Befüllung der Gasspeicher langfristig nicht zielführend sind. Dauerhafte, staatliche Vorgaben zu Speicherfüllständen und Speicherreserven stehen im Wechselspiel mit marktbasierten Mechanismen und bergen immer das Risiko, eine effi-zientere Optimierung zu beeinträchtigen.\r\n•\r\nStaatlichen Markteingriff auf ein Ziel ausrichten: Ein staatlicher Eingriff muss dabei grundsätzlich auf ein konkretes Ziel – hier Versorgungssicherheit im Sinne der Absiche-rung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen – ausge-richtet sein.\r\n•\r\nStaatlichen Markteingriff auf ein Instrument für dieses Ziel begrenzen.\r\n•\r\nDas gewählte Instrument muss mit einem präzise formulierten Ziel und klaren Einsatz-regeln unterlegt und geeignet sein, unmittelbare Wirkung zu entfalten.\r\n•\r\nDie strategische Reserve erfüllt als Instrument am ehesten die Anforderungen zur Ab-sicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen.\r\n•\r\nEs ist ein Instrument, das die beiden Absicherungsfälle – akute Handlungsfähigkeit und Vorsorge für Extremereignisse – abdecken kann. Es ermöglicht, die Vorhaltung von Gas in Speichern entsprechend der staatlichen Absicherungsentscheidung und auf Basis ei-ner Risikobewertung anzupassen, während der Zugriff darauf mit einem einheitlichen Mechanismus durch den Bundeslastverteiler erfolgt. Bei der Dimensionierung müssen die erwartbaren direkten und indirekten Kosten berücksichtigt werden.\r\nEinspeicherverpflichtungen anderer Marktteilnehmer (Speicherkunden, Lieferanten, BKVs, Infrastrukurbetreiber) sind bei einer strategischen Reserve, die zur Absicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen dient, nicht sinnvoll.\r\nSeite 32 von 32\r\nEs bedarf der weiteren Ausgestaltung einer strategischen Reserve in Hinblick auf Quantifizie-rung, Auswahl, Befüllung, Finanzierung und Freigabemechanismus. Der BDEW erarbeitet hier-für derzeit konkrete Vorschläge.\r\nDarüber hinaus ist auch die Situation der Gasspeicher mit den Fragen eines wirtschaftlichen Betriebs und zukünftig erforderlichen Speicherkapazitäten von hoher Relevanz. Auch hierzu ist der BDEW derzeit in der Analyse, um Inkonsistenzen aufzuzeigen und Empfehlungen für einen konsistenten und langfristigen Rahmen für Gasspeicher abzuleiten.\r\nFür einen ganzheitlichen Blick auf die verschiedenen Stränge der energiewirtschaftlichen Resi-lienz sei auf das BDEW-Diskussionspapier „Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe“ hingewiesen. Das Diskussionspapier erörtert wirtschaftliche, systemische und opera-tive Aspekte für ein resilientes Energiesystem und zeigt die Forderungen der Energiewirtschaft für die Stärkung der Resilienz in einzelnen Bereichen des Energiesystems auf.\r\nBei der Sicherung der Anlagen und der Infrastruktur geht es sowohl um Prävention als auch um die Verbesserung der Reaktion auf Ausfälle, für die jetzt diverse rechtliche Vorgaben ange-passt werden müssen. BDEW zeigt im 10-Punkte-Papier zur Stärkung der Resilienz der kriti-schen Energie- und Wasserinfrastrukturen den akuten Handlungsbedarf auf."},"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":"2026-03-04"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023152","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Reform des Gebäudeenergiegesetzes zum Gebäudemodernisierungsgesetz","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/2e/af/709630/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230027.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, 9. März 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nKurzbewertung GMG-Eckpunkte\r\nZu den Eckpunkten von CDU/CSU und SPD vom 24.Februar 2026\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nKurzbewertung GMG-Eckpunkte\r\nSeite 2 von 10\r\nInhalt\r\n1 Management Summary mit zentralen Erfordernissen der GMG-Ausgestaltung ... 3\r\n2 GEG / GMG / „Abschaffung Heizungsgesetz“ ...................................................... 3\r\n2.1 Allgemein ............................................................................................................. 4\r\n2.2 „Bio-Treppe“ ........................................................................................................ 4\r\n2.3 Grüngas-Quote / Grünheizöl-Quote .................................................................... 5\r\n2.4 Förderung ............................................................................................................. 7\r\n3 EPBD ................................................................................................................. 7\r\n4 WPG .................................................................................................................. 8\r\n5 Fernwärme/ Nahwärme .................................................................................... 9\r\n6 Zeitplan und Inkrafttreten ................................................................................ 10\r\nSeite 3 von 10\r\n1 Management Summary mit zentralen Erfordernissen der GMG-Ausgestaltung\r\nDie Vorlage der Eckpunkte zur Reform des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) hin zu einer Wei-terentwicklung eines Gebäudemodernisierungsgesetzes (GMG) von Union und SPD sind ein wichtiger Beitrag, um Planungs- sowie Investitionssicherheit herzustellen und ein ganzheitli-ches Wärmepaket zu schnüren. Es benötigt dringend einer Wärmewende aus einem Guss. Auf Basis der Eckpunkte ist im weiteren Gesetzgebungsprozess ein konsistentes Gesamtpaket zu entwickeln.\r\nMit den vorgelegten Eckpunkten verfolgen Union und SPD einen anderen Ansatz bezüglich der Wärmewende in der Hauswärmeversorgung als das bisher geltende GEG.\r\nDie deutlichste Änderung stellt der Wegfall der 65-Prozent-Anforderung an neue Heizungen dar. Dabei ist klar: Die deutschen und europäischen Klimaschutzziele gelten. Die Anforderun-gen an die Dekarbonisierung im Gebäudesektor müssen daher geeignet sein, diese Ziele zu er-reichen. Andernfalls drohen aufgrund der europäischen Klimaschutz- und Emissionsschutzziele bei einer Verfehlung dieser Ziele erhebliche Strafzahlungen in Milliardenhöhe im Rahmen des Effort-Sharing-Mechanismus. Grundsätzlich gilt: Änderungen des bisherigen GEG dürfen nicht der europäischen Gesetzgebung widersprechen, dies gilt nicht nur für die gültige EPBD.\r\nZentrale Leitlinie der künftigen kommunalen Wärmeplanung muss eine integrierte, verbindli-che, kosteneffiziente und verlässliche Infrastrukturplanung sein. Bestehende und künftige Inf-rastrukturen stellen die zentrale Orientierungsgröße sowohl für Wärmeanbieter als auch Ver-braucher dar. Dies ist in den Eckpunkten angelegt und muss nun sowohl im GMG als auch im WPG ausbuchstabiert werden. Insbesondere Verbraucher benötigen bestmögliche Klarheit über die künftigen infrastrukturell verfügbaren Erfüllungsoptionen, um eine tragfähige, infor-mierte Entscheidung zu treffen.\r\nAufgabe der integrierten Infrastrukturplanung muss zudem sein, Transformationsplanungen zu berücksichtigen und entsprechend den Betrieb von parallelen Infrastrukturen zur Vermei-dung von zusätzlichen Systemkosten zu minimieren.\r\nDas Zusammenwirken der Preiskomponenten wie Beschaffungspreis, Netzentgelte (und ihre Verteilung auf Anschlussnehmer) und perspektivisch steigender CO2-Preis muss im Blick be-halten werden.\r\nHinsichtlich der angestrebten stärkeren Nutzung von Biomethan sind Fragen zu Nutzungskon-kurrenzen, zur Handelbarkeit und Bilanzierung sowie zur Mengenverfügbarkeit zu berücksich-tigen.\r\nDer weitere Gesetzgebungsprozess muss entsprechend genutzt werden, um Wechselwirkun-gen und Inkonsistenzen ausgewogen und integriert aufzulösen.\r\n2 GEG / GMG / „Abschaffung Heizungsgesetz“\r\nDie im Eckpunktepapier vorgeschlagenen Maßnahmen führen zu einer neuen Situation zwi-schen den Dekarbonisierungsanforderungen der dezentralen Erfüllungsoptionen sowie den\r\nSeite 4 von 10\r\nWärmenetzen, die 2030 30 Prozent und 2040 80 Prozent erfüllen müssen. Es bedarf eines sinnvollen Ausgleichs der Attraktivität für Investitionen auf Infrastrukturebene.\r\nVoraussetzung für eine schrittweise Transformation des Wärmemarktes und eine bessere Planbarkeit für Gebäudeeigentümer ist eine konsistente und verlässliche Ausgestaltung des nationalen Emissionshandels sowie perspektivisch des europäischen Emissionshandels im Ge-bäudesektor.\r\nEs fehlen Hinweise auf die Weiterentwicklung der Anforderungsgrößen, deren Fortschreibung in der EPBD vorgesehen ist.\r\n2.1 Allgemein\r\nBewertung\r\n›\r\nHinsichtlich der Erreichung der Klimaschutzziele im Gebäudesektor ist zu prüfen, ob die Ausweitung der Erfüllungsoptionen geeignet ist, zu einer hinreichenden CO2-Minderung im Bestand beizutragen.\r\n›\r\nInvestitionsentscheidungen von Verbrauchern sollten auf Basis von verbindlichen und ver-ständlichen Informationen und der Kontinuität von gesetzlichen Regelungen getroffen wer-den können. Nur so erhalten diese die Möglichkeit, Chancen und Risiken ihrer Investitions-entscheidung realistisch abzuwägen. Hierzu gehört auch, dass bestehende Planungen, wie eine kommunale Wärmeplanung oder die Planungen der Infrastrukturbetreiber Strom, Gas und Wärme bei der Wahl der Heizung, als notwendige Information in die Investitionsent-scheidung einfließen sollten.\r\nHandlungsbedarfe im Gesetzgebungsprozess\r\n›\r\nWechselwirkungen bei der integrierten Infrastrukturplanung sind zu berücksichtigen. Dies gilt insbesondere für jene, die sich mit der Umsetzung des Gasbinnenmarktpakets für die erforderliche Transformation der Gasnetze ergeben, also die mittel- und langfristige Ver-fügbarkeit der Infrastruktur als notwendige Bedingung für den Energieträgereinsatz abbil-den.\r\n2.2 Bio-Treppe\r\nBewertung\r\nDie vollständige Entfristung der Biomethan-Treppe, unabhängig von jeglicher kommunaler Wärmeplanung, bewertet der BDEW kritisch. Der BDEW hatte sich für eine befristete Verlän-gerung der „Biomethan-Treppe“ über 2026 bzw. 2028 lediglich für jene Gebiete ausgespro-chen, die nach kommunaler Wärmeplanung nicht für Fernwärme bzw. für eine dezentrale Wärmeversorgung jenseits von fossil beschickten Heizungen genutzt werden sollten und nur bis zur Vorlage der Transformationsplanungen der Gasnetzbetreiber.\r\nSeite 5 von 10\r\nIm Sinne des gesellschaftlichen Rückhalts müssen die zu erwartenden Auswirkungen durch ei-nen erhöhten Einsatz von Biomethan bzw. Bioheizöl auf die Endkundenpreise berücksichtigt werden und für Verbraucher Planbarkeit geschaffen werden. Zu prüfen ist ferner, inwiefern durch die vorgesehene „Bio-Treppe“ parallele Infrastrukturen in Gebieten verfestigt werden, wo Wärmepumpe oder Fernwärme im Sinne der kommunalen Wärmeplanung sinnvoll An-wendung finden sollten. Im Sinne der Kosten- und Systemeffizienz bedarf es Klarheit, in wel-chen Gebieten welche Infrastruktur künftig die Wärmeversorgung übernehmen soll.\r\nZudem muss zwingend beachtet werden, dass Investitionsentscheidungen für den Ausbau von Fernwärmenetzen nicht erschwert werden und weiterhin auf gesellschaftliche Zustimmung stoßen. Für Fernwärmenetze gelten dann zukünftig wesentlich strengere Dekarbonisierungs-anforderungen nach § 32 WPG. Hier bedarf es eines angemessenen Ausgleichs der Attraktivi-tät für Investitionen, um insbesondere bereits getätigte Investitionen im Bereich der Fern-wärme nicht nachträglich zu entwerten.\r\nDie Kopplung von Bio-Treppe und einer Grüngasquote muss für die Energielieferanten und Kunden bürokratiearm umgesetzt werden können. Komplexe Nachweis- und Zuordnungsver-fahren erzeugen unnötige Bürokratiekosten und erschweren die Akzeptanz.\r\nHandlungsbedarfe im Gesetzgebungsprozess\r\nDie Infrastrukturplanungen – kommunale Wärmepläne, Netzentwicklungspläne der Gasver-teilnetze– sind bei der Realisierung der Erfüllungsoptionen beim Heizungstausch zu berück-sichtigen.\r\n2.3 Grüngas-Quote / Grünheizöl-Quote\r\nBewertung\r\nEine Grüngasquote muss sich an den Anforderungen zur Treibhausgasreduktion und dem Ziel der Klimaneutralität des Bundes-Klimaschutzgesetzes orientieren.\r\nEine Grüngas- bzw. Grünheizölquote muss für Energielieferanten bürokratiearm und einfach sowie für Kunden verständlich umgesetzt werden. Sie sollte so ausgestaltet werden, dass un-verhältnismäßig hohe zusätzliche Kostenbelastungen für Kunden und Mieter vermieden wer-den.\r\nVerantwortliche (Quotenverpflichtete) sollten in Analogie zum nEHS/BEHG die Inverkehrbrin-ger von Erdgas und Heizöl (ohne Lieferungen an Industrie und Gewerbe) sein.\r\nGrüne Gase wie Biomethan bleiben voraussichtlich für die kommenden Jahre ein knappes Gut. Die Nutzungskonkurrenz mit anderen Anwendungssektoren (Kraftwerke, Industrie, Verkehr, etc.) ist groß. Des Weiteren bedarf es einer EEG-Anschlussförderung, um die Vor-Ort-Verstro-mung bei oftmals gleichzeitiger Wärmeversorgung in regionalen Wärmenetzen zu verstärken sowie das Flexibilisierungspotential von Biogasanlagen zu heben. Beim künftigen Anschuss von Biomethananlagen an das Gasverteilnetz ist vorzusehen, dass nur solche Kosten umgelegt\r\nSeite 6 von 10\r\nwerden können, die aus einem gesamtwirtschaftlich effizienten Netzanschluss resultieren und die Anschlusskosten unterhalb eines festzusetzenden Schwellenwertes liegen sollten. Dane-ben besteht aktuell ein nationaler CO2-Preis und zukünftig ein europäisches Emissionshandels-system für Wärme und Verkehr. Mögliche Preissteigerungen und Kostenbelastungen für die Kunden müssen berücksichtigt und kommuniziert werden.\r\nZur Hebung der Biomethanpotentiale für den Wärmemarkt sind einige Voraussetzungen not-wendig:\r\n›\r\nErstellung einer verlässlichen Biomassestrategie: Mit einer Biomassestrategie ist zu beant-worten, aus welchen Quellen und in welchen Mengen Biogas und Biomethan nachhaltig zur Verfügung gestellt werden können.\r\n›\r\nAusbau eines europäischen Biomethanmarktes und Herstellung der Importbedingungen: Dazu ist die Schaffung eines umfassenden Zertifizierungs- und Handelssystems notwendig.\r\n›\r\nEinbindung in die Infrastrukturplanungen: Mit der Umsetzung des Gaspaketes werden die Rahmenbedingungen für die Transformation der Gasnetze gelegt. Biomethan muss nicht nur hergestellt, sondern auch über ein bestehendes Gasnetz transportiert werden. Insofern ist jede Potentialanalyse eng an die Verteilnetzentwicklungspläne (VNEP) und nicht zuletzt an die kommunale Wärmeplanung anzulehnen und eine integrierte Systemplanung vorzu-nehmen. Im EnWG ist die Grundlage für die Ausweisung von Biomethanregionen im Rah-men der Erstellung der VNEP zu schaffen.\r\n›\r\nSchaffung von Biomethan-Clustern: Eng verbunden mit der Gasnetzentwicklungsplanung ist die mögliche Schaffung von sogenannten Biomethan-Clustern im Rahmen der Kommunalen Wärmeplanung. Es gibt regionale Erzeugungsschwerpunkte und auch lokale Verbrauchsge-biete, wo der Einsatz von klimaneutralem Gas langfristig die wirtschaftlichste Lösung sein kann.\r\n›\r\nLevel playing field zwischen den verschiedenen Energieträgern: Jeder Einsatz von Biome-than im Wärmemarkt wird nicht ohne Auswirkungen auf andere Energieträger und Infra-strukturen sein.\r\nDarüber hinaus sind für die erforderlichen Investitionen zur Hebung der Potentiale stabile und verlässliche Rahmenbedingungen notwendig sowie eine Vorlaufzeit von mehreren Jahren für die Genehmigung und den Bau neuer Biogasaufbereitungs- und Einspeiseanlagen. Gleiches gilt für den Aufbau der Wasserstoffinfrastruktur.\r\nHandlungsbedarfe im Gesetzgebungsprozess\r\nEs bedarf einer klaren Definition der Erfüllungsoptionen „klimafreundliches Gas und Heizöl”.\r\nEbenso bedarf es einer klaren Definition des Anwendungsbereiches und einer Klärung, ob hiervon auch erdgas- bzw. ölbasierter Fernwärme und Nahwärme umfasst sein sollen. In je-dem Fall ist eine bürokratiearme und zugleich eindeutige Abgrenzung für die Verpflichteten zwingend.\r\nSeite 7 von 10\r\nFür die gewünschte Freistellung von der CO2-Preisbelastung des nationalen Brennstoffemissi-onshandels bedarf es nach geltender Rechtslage eines Nachweises der Einhaltung der RED-III-Nachhaltigkeitskriterien und delegierte Rechtsakte für grünen und kohlenstoffarmen Wasser-stoff.\r\nDes Weiteren ist zu klären, in welchem rechtlichen Rahmen - GMG, EnWG, TEHG/BEHG oder BImSchG – die Quote zu regeln ist.\r\nUm unnötigen zusätzlichen Berichts- und Verwaltungsaufwand für Inverkehrbringer zu ver-meiden, ist eine Anknüpfung an die TEHG-/BEHG-Emissionsberichterstattung sinnvoll.\r\nEs müssen zwingend die Wechselwirkungen und Konkurrenzen der Grüngasquote mit EEG-Förderung (Biomethan-Kraftwerke) und Treibhausgasquote im Verkehr (Gasmobilität) beach-tet werden.\r\n2.4 Förderung\r\nBewertung\r\nDer BDEW spricht sich für einen effizienten und kohärenten Förderrahmen aus, der auf kon-kurrierende Förderungen verzichtet. Dies betrifft beispielsweise die bisherige Möglichkeit, in Wärmenetzausbaugebieten den Einbau einer Wärmepumpe fördern zu lassen, in denen wie-derum der Ausbau der Wärmenetze staatlich gefördert werden soll. Hier fordert der BDEW Einschränkungen der Einzelförderung im Sinne der Systemeffizienz.\r\nUnklar ist, wie die Förderrichtlinie zur BEG zukünftig ausgestaltet werden soll. Hier braucht es dringend Klärung.\r\nAusdrücklich begrüßt wird die beabsichtigte gesetzliche Ausgestaltung und Verstetigung der BEW. Da es sich bei der BEW bisher um eine staatliche Beihilfe handelt, ist auf eine Ausgestal-tung zu achten, die eine langwierige Phase der Notifizierung bei der EU-Kommission vermei-det.\r\n3 EPBD\r\nBewertung\r\nWir unterstützen eine 1-zu-1-Umsetzung der EU-Gebäuderichtlinie (EPBD). Allerdings wird mit dem GMG aktuell nur der Neubau adressiert. Die beabsichtigte Umsetzung der EPBD im Ge-bäudebestand in nationales Recht bleibt offen und ist dringend zu klären. Dies betrifft eben-falls die sich aus der EPBD ergebenden Sanierungspflichten.\r\nDer BDEW unterstützt die Bestrebungen der Bundesregierung, den Quartiersansatz in der EPBD zu verankern. Dazu gehört aber auch eine Definition des Quartiersbegriffs, zum Beispiel räumlich, nach Gebäudeklassen oder nach Eigentumsverhältnissen.\r\nSeite 8 von 10\r\nUnklar bleibt der Umgang des Gesetzgebers mit der Frist zur nationalen Umsetzung der EPBD bis Mai 2026.\r\n4 WPG\r\nBewertung\r\nDie Beibehaltung einer flächendeckenden Wärmeplanung ist ausdrücklich zu begrüßen.\r\nGrundsätzlich muss jedoch die Qualität bzw. Aussagekraft der Wärmepläne weiter gesteigert werden. Die Wärmepläne stellen das geeignete Instrument zur Koordinierung sowie zur kohä-renten und weitsichtigen Planung dar. Dies gilt insbesondere hinsichtlich der mit Umsetzung der Gasbinnenmarktrichtlinie künftig zu erstellenden Gas- und Wasserstoffverteilernetzent-wicklungspläne, die mit zusätzlichem Abstimmungsaufwand der Energieversorger einherge-hen. Auch für die Kommunen steigt der Koordinationsaufwand durch die Berücksichtigung al-ler bestehenden Infrastrukturplanungen. Die Weiterentwicklung der Pläne der Netzbetreiber (Strom und Gas) sollten verpflichtend und proaktiv berücksichtigt werden, auch bei der Fort-schreibung der Wärmepläne.\r\nDie beabsichtigten Vereinfachungen bei der Datenverarbeitung und der Bündelung von Betei-ligungs- und Informationsformaten dürfen nicht dazu führen, dass die Beteiligung der Energie-versorger im Prozess der Erstellung der Wärmepläne ausgesetzt oder weiter begrenzt wird. Gerade die Beteiligung der Infrastrukturbetreiber erhöht die Qualität der kommunalen Wär-meplanung. In der Fläche ist ein Stakeholderprozess von großer Bedeutung, damit auch die verschiedenen Infrastrukturbetreiber in Austausch treten können.\r\nHandlungsbedarfe im Gesetzgebungsprozess\r\nDringend zu klären ist, wie mit bisher im WPG bestehenden Verweisen auf Bestimmungen des bisherigen GEG - § 3 Abs. 1 Nr. 7b, 15 und 17; § 9 Abs. 2; § 10 Abs. 4; § 14 Abs. 3; § 18 Abs. 4; §§ 26-28; § 29 Abs. 8 – umzugehen ist, wenn diese künftig im GEG entfallen.\r\nIm Rahmen einer verlässlichen und langfristig bezahlbaren Energieversorgung im Rahmen der kommunalen Daseinsvorsorge, sollte die Energiewirtschaft fortlaufend und dauerhaft in den Prozess einer regulären Wärmeplanung (Bestandsanalyse etc.) eingebunden werden.\r\nDie aktuelle Frist für die Fortschreibung der Wärmepläne von fünf Jahren sollte verkürzt wer-den, um die Veränderungen der Rahmenbedingungen, etwa durch die Umsetzung der Gasbin-nenmarktrichtlinie, besser zu berücksichtigen.\r\nFür die Umsetzung der Ergebnisse der Wärmepläne ist es notwendig die Binnenwirkung der Pläne innerhalb des kommunalen Entscheidungsprozesses zu erhöhen. Das heißt konkret, dass die Wärmepläne zum Beispiel zwingend bei der Erstellung und Überarbeitung der Bauleitpla-nung berücksichtigt werden.\r\nSeite 9 von 10\r\nDurch die beabsichtigte Streichung der §§ 71 ff. GEG verlieren §§ 26 und 27 WPG an einem Regelungsinhalt. Die Möglichkeit, ein Gebiet in der Wärmeplanung als Fernwärme- oder Was-serstoffnetzausbaugebiet auszuweisen, ist für die Kommunen aber weiterhin wichtig. Die Aus-weisungsentscheidung ist bei anderen städtebaulichen Maßnahmen stärker zu berücksichti-gen als der Wärmeplan. §§ 26 und 27 WPG sollten erhalten bleiben (auch ohne Verweis auf das GEG).\r\n5 Fernwärme/ Nahwärme\r\nBewertung\r\nDie Beschlüsse im Bereich der Fernwärme bleiben weitgehend unkonkret und stellen eine Wiederholung der Festlegungen aus dem Koalitionsvertrag dar.\r\nDurch die geplante Änderung der Dekarbonisierungsvorgaben der Erfüllungsoptionen im GMG entsteht eine neue Situation zwischen den Dekarbonisierungsanforderungen der dezentralen Erfüllungsoptionen sowie den Wärmenetzen, die 2030 30 Prozent und 2040 80 Prozent erfül-len müssen. Es bedarf eines sinnvollen Ausgleichs der Attraktivität für Investitionen in Wärme-netze.\r\nUnklar bleibt, wie eine Reform der AVBFernwärmeV ausgestaltet werden soll.\r\nBezüglich der Idee einer Schlichtungsstelle im Bereich Nah-/Fernwärme sollte generell be-dacht werden, dass die vertragliche, d.h. für eine Schlichtung relevante Beziehung in den meisten Fällen nicht zwischen Verbraucher und Wärmelieferant, sondern zwischen Vermieter und Wärmelieferant besteht und somit diese von einer Schlichtung erfasst werden müssten.\r\nHandlungsbedarfe im Gesetzgebungsprozess\r\nZu klären ist, wie mit dem Regelungsinhalt der Modernisierungsumlage der §§ 555b Nr. 1a und 559e Abs. 1 und 3 BGB durch den Wegfall des bedingenden Querverweises in den §§ 71 und 71o GEG umzugehen ist. In diesem Zusammenhang ist zu prüfen, ob die Modernisierungs-umlage für alle Formen der Heizungsmodernisierung, also auch für den Anschluss an Wärme-netze, ausgestaltet werden kann, um notwendige Wettbewerbsgleichgewicht anzustreben.\r\nZu klären ist ferner, wie das Leistungsanpassungsrecht „Korrekturen oder Anpassungen an den realistischen Verbrauch für Kunden“ ermöglicht werden kann. Zu prüfen ist, ob vor dem Hin-tergrund der Planbarkeit für Versorgungsunternehmen, Messwerte am Kundenanschluss da-für verwendet werden können, um Kunden individuell mögliche Korrekturen vorzuschlagen.\r\nSeite 10 von 10\r\n6 Zeitplan und Inkrafttreten\r\nBewertung\r\nEin Inkrafttreten des neuen GMG zum 1. Juli 2026 ist sehr ambitioniert, bedenkt man, dass sich die Branche mit ihren Prozessen, Berechnungen und Nachweisen darauf einstellen muss. Wichtig ist, zeitnah einen konkreten Gesetzesvorschlag vorzulegen, damit angemessen viel Zeit für eine umfassende Konsultation der Branche gewährleistet ist. Die aufgezeichneten Wechselwirkungen mit weiteren Gesetzesvorhaben sind zu berücksichtigen.\r\nDie Energiewirtschaft fordert aufgrund des Umfangs der Einigung innerhalb der Regierungsko-alition und der Komplexität der Materie mit ihren vielen Wechselwirkungen eine ausreichend bemessene Konsultationszeit."},"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 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":"2026-03-09"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023153","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Ausgestaltung gesetzlicher Instrumente der Gasversorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6e/14/709657/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230028.pdf","pdfPageCount":32,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 27. Februar 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nKonzept Gasversorgungssicherheit und Weiterentwicklung Instrumente\r\nAbsicherung für akute Notfallsituationen und Extremereignisse\r\nVersionsnummer: 1\r\nSeite 2 von 32\r\nInhalt\r\n1 Einführung ......................................................................................................... 3\r\n2 Rahmenbedingungen ......................................................................................... 4\r\n2.1 Versorgungssituation: Neue Normalität ........................................................ 4\r\n2.2 Markt: Ein stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung.............................................................. 13\r\n3 Absicherungsfälle ............................................................................................. 14\r\n3.1 Differenzierung der Absicherungsfälle und Abstufung der Risiken ............. 14\r\n3.2 Absicherungsniveau und Versicherungslösung: Staatliche Entscheidung ... 17\r\n4 Instrumente ...................................................................................................... 18\r\n4.1 Überblick und Bewertungskriterien ............................................................. 18\r\n4.2 Strategische Reserve .................................................................................... 19\r\n4.3 Speicherverpflichtung................................................................................... 21\r\n4.4 Verpflichtung des Marktgebietsverantwortlichen (MGV) als Back up-Mechanismus/Last Resort ............................................................................ 25\r\n5 Handlungsempfehlung ...................................................................................... 29\r\nSeite 3 von 32\r\n1 Einführung\r\nEnergieversorgungssicherheit spielt für die Akzeptanz in der Gesellschaft und die Produktivität der Wirtschaft eine herausragende Rolle. Spätestens seit der Energiekrise infolge des russi-schen Angriffskriegs gegen die Ukraine ist die hohe Bedeutung von Resilienz des europäischen und deutschen Energiesystems in Politik, Wirtschaft und Gesellschaft umfassend deutlich ge-worden. Wenngleich die europäische Dimension – gerade mit Blick auf die Stärkung des EU-Energiebinnenmarkts und europäische Industrie-, Handels- und Sicherheitspolitik – zentral ist, fokussieren sich die Ausführungen im Folgenden auf Deutschland und die spezielle Ausgangs-situation hierzulande.\r\nAuch in Zukunft muss eine diversifizierte Gasversorgung angestrebt werden, um Konzentrati-onsrisiken bei einzelnen Lieferanten und Herkunftsländern zu vermeiden sowie die Gasversor-gung mit einem Mix an verschiedenen Instrumenten abzusichern. Ebenso wichtig bleiben die Instandhaltung, Optimierung und der Ausbau von Gasnetzen. Für die Absicherung sind auch Infrastrukturen und ausreichende Kapazitäten zentral.\r\nBesondere Bedeutung kommt Gasspeichern zu, um Produktions- und Lieferschwankungen, seien sie technischer, ökonomischer oder geopolitischer Natur, ohne Kompromittierung der Versorgungssicherheit auszugleichen. Unabhängig von Importen generell und der Auslastungs-situation der LNG-Importterminals im Besonderen können saisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen durch Speicher ausgeglichen werden. Dadurch tragen Gasspeicher wesentlich zur Stabilisierung und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\n2022 wurden auf nationaler sowie auf europäischer Ebene verbindliche Füllstandsvorgaben für Gasspeicher gesetzlich eingeführt. Die Füllstandsvorgaben für Gasspeicher waren in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Die Ent-wicklungen in den letzten drei Jahren zeigen jedoch, dass starre gesetzliche Vorgaben zur Be-füllung der Gasspeicher langfristig nicht zielführend sind. Dauerhafte, staatliche Vorgaben zu Speicherfüllständen und Speicherreserven stehen immer im Wechselspiel mit marktbasierten Mechanismen und bergen immer das Risiko, eine effizientere Optimierung zu beeinträchtigen.\r\nDeshalb braucht es ein marktorientiertes System, das ggf. durch verhältnismäßige Instru-mente für Risiken im Kriegs- und Krisenfall und Notfälle ergänzt werden kann, die der Markt nicht zwangsläufig vollumfänglich antizipiert bei Speicherbuchungen berücksichtigt.\r\nDaher bedarf es für die Zeit nach dem Auslaufen der Vorgaben des deutschen Gasspeicherge-setzes und der europäischen Füllstandsvorgaben eines Instruments für die Absicherung akuter Notfallsituationen und vom Markt nicht antizipierbarer Extremereignisse. Dies können bei-spielsweise der ungeplante Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -\r\nSeite 4 von 32\r\nanlagen oder ein geopolitisch bedingter Lieferstopp sein - auch oder gerade in Kombination mit gleichzeitig sehr niedrigen Temperaturen. Ein solcher Absicherungsrahmen ist ein zentra-ler Baustein für die Versorgungssicherheit.\r\nDaneben ist auch ein perspektivisch wirtschaftlicher Betrieb der Gasspeicher eine wesentliche Voraussetzung für Versorgungssicherheit. Diese ist nicht nur eine Frage der verfügbaren Gas-mengen, sondern auch des Vorhaltens physischer Flexibilität im System. Es ist daher zu prü-fen, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss. Dieser größere Rahmen ist nicht Gegenstand dieses Papiers. Dies kann Auswirkungen auf die hier diskutierten Instrumente zur Absicherung akuter Notfallsitua-tionen und Extremereignisse haben. Im Folgenden werden zunächst die aktuellen Rahmenbe-dingungen dargestellt und die relevanten Absicherungsfälle hergeleitet sowie verschiedene Instrumente qualitativ bewertet. Dies bereitet eine solide Basis für die Handlungsempfehlung im letzten Kapitel.\r\n2 Rahmenbedingungen\r\n2.1 Versorgungssituation: Neue Normalität\r\nDie Menge an russischen Erdgasimporten nach Deutschland war historisch kontinuierlich an-gestiegen und betrug 2021 über 50 Prozent der gesamten deutschen Erdgasimporte. Deutsch-land agierte als Drehscheibe im europäischen Gasmarkt, sodass große Mengen dieser Importe zur Versorgung Westeuropas re-exportiert wurden. LNG-Importe spielten in Europa eine ge-ringere Rolle als heute. In Deutschland beispielsweise existierten bis 2022 überhaupt keine LNG-Regasifizierungsterminals.\r\nSeite 5 von 32\r\nPipelineimporte russischen Erdgases nach Deutschland wurden in Folge des russischen An-griffskriegs auf die Ukraine 2022 im Laufe des Jahres komplett eingestellt. Die Importe aus Norwegen stiegen und in Europa wuchs die Bedeutung von LNG-Importen rasant. Die Auslas-tung der europäischen LNG-Regasifizierungsterminals stieg an und in Deutschland wurden schnell mehrere solcher Terminals installiert, weitere sind in Planung, und die Infrastruktur zur Anlandung (im Fernleitungsnetz) wurde und wird weiterhin ertüchtigt.\r\nAktuelle Versorgungssituation\r\nIm Jahr 2025 kamen 45 Prozent des in Deutschland verbrauchten Erdgases aus Norwegen als wichtigstem und größten Lieferanten. Und dies mit hoher Zuverlässigkeit.\r\nÜber die Grenzübergangspunkte v. a. mit den Niederlanden, Belgien, Frankreich und Däne-mark wurden ebenfalls 45 Prozent des Gasverbrauchs importiert. Das sind zum Großteil eben-falls LNG-Mengen, die über Terminals aus den Nachbarländern importiert und nach Deutsch-land transportiert werden.\r\nDer Anteil direkter LNG-Importe an deutschen Terminals betrug 10 Prozent, allerdings mit im Jahresverlauf steigender Tendenz. Im 1. Halbjahr 2025 hatten diese einen Anteil von 8 Pro-zent, im 2. Halbjahr stieg ihr Anteil auch aufgrund der Inbetriebnahme des zweiten Terminals in Wilhelmshaven auf 12 Prozent an. Der überwiegende Teil der direkten deutschen LNG-Im-porte stammt mit einem Anteil von 94 Prozent aus den USA.\r\nSeite 6 von 32\r\nDie EU-Staaten haben sich im Oktober 2025 auf ein vollständiges Importverbot für russisches LNG ab dem 1. Januar 2027 geeinigt.\r\nDie heimische Produktion in Deutschland und Europa ist rückläufig. Die inländische Förderung deckt in Deutschland fünf Prozent des Bedarfs, weitere fünf Prozent werden aus niederländi-scher Förderung importiert. Die Bedeutung von Biogas und Biomethan in Europa steigt hinge-gen kontinuierlich.\r\nDie etablierten Handelsbeziehungen, insbesondere mit Norwegen, sind ein wichtiger Bei-trag zur Versorgungssicherheit. Importe aus weiteren Ländern über Pipelines und per LNG tragen ferner zur Versorgungssicherheit bei.\r\nGasmärkte national, europäisch und weltweit\r\nSowohl die Gasmärkte in Deutschland und Europa als auch der globale LNG-Markt funktionie-ren gut und zuverlässig. LNG wird in einer großen Anzahl von Staaten auf mehreren Kontinen-ten produziert und über eine große Anzahl von Terminals importiert. Die Abkopplung der eu-ropäischen Gasversorgung von russischem Pipelinegas und die Hinwendung zum globalen LNG-Markt erhöht die LNG-Nachfrage und damit die Konkurrenz mit Asien.\r\nDie IEA erwartet in einer aktuellen Gasmarktanalyse1, dass im Jahr 2026 das weltweite LNG-Angebot voraussichtlich um 7 Prozent oder etwa 40 Mrd. m3 wachsen wird. Auch im Folgejahr werden weitere Zuwächse erwartet. Der Löwenanteil der Angebotsausweitung kommt aus Nordamerika und Qatar und dürfte nach Erwartung der IEA den Nachfragezuwachs in Asien übersteigen.\r\nAuf dem von hoher Liquidität geprägten globalen LNG-Markt können die für Europa und Deutschland notwendigen Mengen im Grundsatz beschafft werden, solange genug Kapazitä-ten an den Importterminals vorhanden sind. In der Vergangenheit waren unterschiedliche Auslastungssituationen der LNG-Terminals in Europa zu beobachten.\r\n1 Gas 2025: Analysis and forecasts to 2030, IEA, 27. Oktober 2025, hier abrufbar: https://iea.blob.core.windows.net/assets/db3d568d-b985-4cc2-bb1a-119517f118ac/Gas2025.\r\nSeite 7 von 32\r\nQuelle: Bruegel\r\nGrundsätzlich wirkt ein höheres Angebot an LNG preisdämpfend in den europäischen Gas-märkten. Genaue Preiseffekte lassen sich nur schwer abschätzen, da die Preisbildung in den Gasmärkten von zahlreichen Faktoren beeinflusst wird, insbesondere vom globalen LNG-Markt, aber auch von der generellen Entwicklung der Gasnachfrage und damit auch den struk-turellen Veränderungen insbesondere im Wärmemarkt, der Industrie und in der Stromerzeu-gung, der Verfügbarkeit und Füllstände der europäischen Gasspeicher, von Witterungseffek-ten, der konjunkturellen Entwicklung etc.\r\nSeite 8 von 32\r\nDurch die globale Verfügbarkeit von LNG verringern sich tendenziell die saisonalen Preisunter-schiede und eine kurzfristige Beschaffung wird vereinfacht.\r\nDie Entscheidung für den Ausbau der LNG-Terminalinfrastruktur hat Auswirkungen auf den Markt. Importe an deutschen Terminals und den Terminals in Nachbarländern tragen direkt zur Versorgungssicherheit in Deutschland bei. Das hat auch positive Rückwirkungen auf die Li-quidität des deutschen Handelsplatzes.\r\n›\r\nDie Gasmärkte funktionieren gut und zuverlässig. Sie sind von hohem Wettbewerb ge-prägt.\r\n›\r\nLNG macht den Markt flexibler, führt aber zu stärkerer Exposition Deutschlands ge-genüber globalen Marktbewegungen und -trends, externen Ereignissen und Schocks. Dies sind Marktsystematiken, die aus anderen Bereichen wie beispielsweise Kohle oder Öl gut bekannt sind und von den Importeuren bzw. Händlern in ihren Beschaf-fungsstrategien berücksichtigt werden.\r\nSeite 9 von 32\r\nGeoökonomische sowie geo- und sicherheitspolitische Einflüsse\r\nGeoökonomisch besteht Unklarheit, wann und an welcher Stelle Nationalstaaten, z. B. mit Zöl-len oder Handelsbeschränkungen, in den freien Markt eingreifen könnten. So muss davon aus-gegangen werden, dass wirtschaftliche Macht zur Erreichung politischer Ziele instrumentali-siert wird. Die Ausrichtung der US-LNG-Exportpolitik beispielsweise ist von hohen Unwägbar-keiten geprägt.\r\nZudem führt die Situation im Nahen und Mittleren Osten zu Unsicherheiten auf den Märkten. Für die Verfügbarkeit von Mengen auf dem globalen Markt ist die sich entwickelnde Rolle Chi-nas nicht nur als Nachfrager, sondern auch als Handelsakteur mit Speichern und Portfolien prägend.\r\nSolche Effekte können die Balance zwischen Angebot und Nachfrage im globalen LNG-Markt verändern und somit zu Preiseffekten führen, wenn Handelsrouten daraufhin angepasst wer-den.\r\n›\r\nGeopolitische Verwerfungen bringen hohe Unwägbarkeiten und Risiken mit sich; die Sicherheitslage hat eine neue Qualität erlangt.\r\n›\r\nDie neue Normalität ist auch sicherheitspolitisch und geopolitisch geprägt.\r\nGasnetzinfrastruktur\r\nDie Gasnetzinfrastruktur in Deutschland ist eng vermascht und leistungsfähig. Sie besteht aus Ferngasleitungen und Gasverteilernetzen, die das Gas zuverlässig zu allen Kunden transportie-ren. Die Gasnetzinfrastruktur ist auch über Europa hinaus vernetzt und ermöglicht Energie-importe über transkontinentale Pipelines und den Seeweg aus den Anrainerregionen. Diese Infrastruktur ist das Fundament für den Gasbinnenmarkt und die Basis für die Energieversor-gung.\r\nZu den Assets Deutschlands zählen das gute Pipelinenetz, das die Bundesrepublik mit den Nachbarländern (bidirektional) verbindet, die LNG-Terminalinfrastruktur, die Gasspeicher und der Zugang zum liquiden, europäischen Gasbinnenmarkt.\r\nSeite 10 von 32\r\nWeite Teile der Gasinfrastruktur sind konzipiert worden, um einen Gasfluss von Ost nach West zu ermöglichen. Durch die Veränderungen von 2022 entsteht nun aber die Notwendigkeit, ganz andere Gasflüsse abzubilden: bspw. von den westeuropäischen LNG-Terminals nach Ost-europa.\r\nSeite 11 von 32\r\nAbb.: Vergleich Import-/Exportbilanz H-Gas der Winter seit 2020/2021 in TWh, FNB Gas Winterrückblick 2024/25\r\nDies wird von den Netzbetreibern ermöglicht, muss jedoch bei der zukünftigen Entwicklung des Gasmarkts sowie des regulatorischen Umfelds unbedingt berücksichtigt werden.\r\n›\r\nDie Gasnetzinfrastruktur in Deutschland und Europa ist gut vernetzt und leistungsfä-hig.\r\n›\r\nVeränderung der Gasflüsse ist noch vollständig in der Gasinfrastruktur auszubilden.\r\nBedeutung der Gasspeicher\r\nSaisonale Nachfrageschwankungen, aber auch Leistungsspitzen werden in hohem Umfang durch Speicher ausgeglichen. Insbesondere an sehr kalten Tagen wird ein hoher Teil des Gas-bedarfs aus den Speichern gedeckt. Bei einem Füllstand von unter 30 Prozent verlangsamt sich die Ausspeicherung deutlich.\r\nSeite 12 von 32\r\nDeutschland verfügt über die größten Gasspeicherkapazitäten in der Europäischen Union. Die 46 deutschen Untertage-Gasspeicher sind räumlich über ganz Deutschland verteilt und kön-nen knapp 24 Mrd. m³ Arbeitsgas aufnehmen. Das entspricht mehr als einem Viertel der in Deutschland im Jahr verbrauchten Gasmenge.\r\nDurch den Ausbau von LNG-Importen und die Nutzung von Gasspeichern kann die kurzfristige Abhängigkeit von einzelnen Importen reduziert werden. Speichermengen sind im Land und so-fort verfügbar. Gasspeicheranlagen können Unwägbarkeiten in der Beschaffung abfangen und Preisvolatilitäten dämpfen.\r\nGleichzeitig sind die Rahmenbedingungen für Gasspeicher aktuell herausfordernd. Sie befin-den sich im Spannungsfeld zwischen Wettbewerbsmarkt und immer mehr Regulierung. Nied-rige, zeitweise negative Sommer/Winter-Spreads sowie stetig steigende „Speichernebenkos-ten“ für Transport, Umlagen, Antriebsenergie, Gasfinanzierung etc. erhöhen die Opportuni-tätskosten und senken damit die Zahlungsbereitschaft der Speichernutzer. Dies gefährdet die Finanzierung von (Re-)Investitionen und birgt die Gefahr des Verlusts von Speicherkapazitäten mit entsprechenden Auswirkungen auf Versorgungssicherheit.\r\n›\r\nDiese Faktoren machen Gasspeicher zu einem wesentlichen Bestandteil der Energiein-frastruktur und tragen zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten, zum Beispiel bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\nSeite 13 von 32\r\n2.2 Markt: Ein stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung\r\nDer Markt übersetzt Knappheiten in Preissignale und schafft somit Anreize, diese Nachfrage zu bedienen. Dies geschieht nicht nur in Echtzeit, sondern auch vorausschauend: Selbst Knapp-heiten, die erst in der Zukunft erwartet werden, führen zu Anreizen, diese schon heute vo-rausschauend zu adressieren, sei es über Importe, Produktion oder Einspeicherungen. In Summe sorgt der Markt dafür, dass Gas zu dem Zeitpunkt und an der Stelle verbraucht wird, wo es den höchsten volkswirtschaftlichen Mehrwert bringt:\r\n›\r\nDamit geht eine effiziente Allokation von Angebot und Nachfrage einher, weil sowohl Kon-sumenten- als auch Produzentenrente maximiert werden.\r\n›\r\nDadurch entsteht Planungssicherheit für Energiekunden und andere Marktteilnehmer, während gleichzeitig der Wettbewerb für Effizienz und Bezahlbarkeit sorgt.\r\n›\r\nGleichzeitig reduzieren Händler und Importeure ihre Risiken durch rechtzeitige und güns-tige Beschaffung und Vertragsabschlüsse mit verlässlichen Lieferanten zu stabilen Bedin-gungen.\r\nPreissignale, die erwartbare Knappheiten anzeigen, Risikominimierung der Unternehmen und das Streben des Marktes, die entsprechenden Profite zu realisieren, führen zu bedarfsgerech-ter Beschaffung, die auch Vorsorge und Absicherung umfasst. Bei erwarteter hoher Nachfrage wird also auf Vorrat eingekauft.\r\nRegulatorische Eingriffe in den Markt stellen diese Funktionalität in Frage. Einschränkungen der Reaktionsfähigkeit von Marktteilnehmern oder Infrastruktur führen dazu, dass Markter-wartungen eben nicht mehr zu den notwendigen Reaktionen führen und dass die Planungssi-cherheit abnimmt. Dies verringert die Versorgungssicherheit und erhöht die Kosten der Ener-gieversorgung zu einem Zeitpunkt, zu dem das Preisniveau für Erdgas in Europa im internatio-nalen Vergleich weiterhin auf einem hohen Niveau liegt und der Ausstieg aus russischen Erd-gaslieferungen und die geplanten zusätzlichen Schwierigkeiten durch die Methanemissions-verordnung dem europäischen Markt zusätzliche Mengen entziehen, die ersetzt werden müs-sen.\r\nVersorgungssicherheitsinstrumente könnten dazu dienen, das Risiko von Versorgungsunter-brechungen im Falle unvorhersehbarer Ereignisse zu reduzieren, die von Marktteilnehmern nicht antizipiert werden können. Dabei gilt es, die daraus resultierenden Nachteile (Verteue-rung und möglicherweise Einschränkung der Energieversorgung) gegen die Vorteile (bspw. die Option, mit einer Notreserve im Notfall Handlungsfähigkeit aufrechtzuerhalten) abzuwägen.\r\nSeite 14 von 32\r\n›\r\nWesentliche Grundlage für eine sichere Versorgung ist ein gut funktionierender Markt. Wenn diesem flankierende Instrumente hinzugefügt werden, müssen diese In-strumente verhältnismäßig sein und nur auf Ereignisse/Schocks abzielen, die der Markt nicht ausreichend antizipiert und die potenziell gefährdend für die Versor-gungssicherheit sein können.\r\n›\r\nMarkteingriffe zur Absicherung für akute Notfallsituationen und nicht antizipierbare Extremereignisse sollten daher ausschließlich dem Krisenfall dienen und gezielt und begrenzt eingesetzt werden. Einen solchen Notfall könnte zum Beispiel der Ausfall ei-ner zentralen Importpipeline darstellen.\r\n3 Absicherungsfälle\r\n3.1 Differenzierung der Absicherungsfälle und Abstufung der Risiken\r\nIm Koalitionsvertrag wurde die Abschaffung der Gasspeicherumlage zur Entlastung der Ener-gieverbraucher vereinbart und mit der Aufgabe verbunden, geeignete Instrumente für eine versorgungssichere und kostengünstigere Befüllung der Gasspeicher auf den Weg zu bringen.\r\nAuf europäischer Ebene ist die Weiterentwicklung der Architektur und des Rechtsrahmens der Energieversorgungssicherheit für das erste Halbjahr 2026 angekündigt.\r\nGrundlage für eine Ausgestaltung muss eine sorgfältige Abwägung sein. Ausgangsfragen sind, wie Absicherungsbedarf ausgelöst wird und welche Absicherungsfälle zu unterscheiden sind.\r\nDie erste Unterscheidung liegt dabei in der Abgrenzung zwischen der akuten Handlungsfähig-keit in einem Krisen-/Notfall gegenüber der Absicherung des Gasverbrauchs im Jahresverlauf unter normalen bis hin zu besonderen oder extremen Bedingungen.\r\nBei Betrachtung des Absicherungsfalls Gasverbrauch im Jahresverlauf lassen sich die Risiken abstufen.\r\nSeite 15 von 32\r\nAbstufung der Risiken\r\nGrundsätzlich gilt, dass der Markt die erforderliche Gasmenge für die Sicherstellung der Ver-sorgung mit Erdgas bereitstellt.\r\nGashändler und -lieferanten nehmen ihre Verpflichtung zur Belieferung ihre Kunden auf ver-traglicher Basis sowie beispielsweise für die geschützten Kunden nach gesetzlichen Vorgaben wahr und bedienen sich dabei unterschiedlicher Instrumente im Rahmen ihrer Bezugsportfo-lien.\r\nGaslieferanten verpflichten sich ihren Kunden gegenüber zur Lieferung während des Vertrags-zeitraums. Eine besondere Verpflichtung kommt gem. des Versorgungsstandards (siehe EU-Gasversorgungssicherheits-Verordnung und EnWG) gegenüber den geschützten Kunden zum Tragen.\r\nMarktteilnehmer antizipieren diese Gasnachfrage und sorgen dafür, dass sie gedeckt werden kann. Eine wichtige Rolle spielen dabei Preissignale, wenn sich schon im Sommer die Winter-nachfrage im Terminmarkt ablesen lässt. Das führt dann zu angemessenen Einspeicherungen im Sommer oder zur Kontrahierung anderer Gasmengen, wie beispielsweise Pipeline- oder LNG-Importen. Daraus resultiert der grundsätzlich zu beobachtende Rhythmus, dass Gasspei-cher im Sommer befüllt und im Winter entleert werden. Der zunehmende Anteil von LNG am Erdgasaufkommen und dadurch stärkere Verknüpfung mit Entwicklungen auf dem Weltmarkt kann sich auf in der Vergangenheit etablierte Mechanismen auswirken. Daher wird zu prüfen sein, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss, um die erforderlichen Gasmengen zur Sicherstellung der Versor-gungssicherheit bereitzustellen.\r\nSeite 16 von 32\r\nDie Gasnetzbetreiber sind im Rahmen ihrer Systemverantwortung nach dem Energiewirt-schaftsgesetz (EnWG) verpflichtet, den Betrieb sicherer und zuverlässiger Netze zu gewährleis-ten. Den Fernleitungs- und Verteilernetzbetreibern kommt für die Sicherstellung der Gasver-sorgung dabei eine zentrale Rolle zu. Sie stellen sicher, dass die vom Markt bereitgestellten Gasmengen an die Stellen transportiert werden, wo sie benötigt werden. Zur Absicherung der regionalen physischen Verfügbarkeit von Gas zur Gewährleistung eines stabilen Netzbetriebs ist mit den LTOs (Long-Term Options) bereits ein Instrument etabliert, das jedoch ein Instru-ment der Regelenergie, nicht der Versorgungssicherheit ist und nicht von den Fernleitungs-netzbetreibern (FNB) zu Transportzwecken genutzt werden darf.\r\n›\r\nFür einen „Normalwinter“ kann von einer sicheren Versorgung auf marktlicher Basis ausgegangen werden, und auch ungewöhnlich kalte Temperaturen sind zu einem wei-ten Teil gut bewältigbar. Gasmengen sind auf dem globalen Markt grundsätzlich aus-reichend verfügbar.\r\n›\r\nDie Marktkräfte und bestehende Verpflichtungen kommen dort an ihre Grenzen, wo unerwartete Risiken sich materialisieren, und externe Schocks auftreten. Eine Vor-sorge für Extremsituationen können Märkte nur bedingt treffen, da sie nicht auf die Bereitstellung von öffentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in sel-tenen Extremereignissen ausgerichtet sind. Das gewünschte Maß an Versorgungssi-cherheit und damit den Umfang der benötigten Vorsorge zu definieren, ist Staatsauf-gabe. Bekanntermaßen werden Risiken nicht vollumfänglich vom Markt antizipiert und eingehegt.\r\n›\r\nMit der „Neuen Normalität“, welche den Gasmarkt heute beschreibt (s. Kapitel 2.1), haben insbesondere geopolitische Risiken und Unwägbarkeiten eine neue Qualität er-langt. Der ungeplante Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen von wesentlichen Importquellen ist nicht mehr undenkbar; auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitiger extremer Kälte.\r\nSeite 17 von 32\r\n3.2 Absicherungsniveau und Versicherungslösung: Staatliche Entscheidung\r\nEs stellt sich die Frage, ob für diese Risiken – Extremereignisse/externe Schocks – eine „Versi-cherungslösung“ einzurichten ist.\r\n›\r\nEine solche Entscheidung kann nur der Staat treffen. Der Staat muss das gewünschte Absicherungsniveau festlegen und entscheiden, ob eine Versicherungslösung imple-mentiert oder das Risiko mit hohem Schadenspotential im Eintrittsfall eingegangen wird. Dabei ist zwischen einer „Versicherungsprämie“, die dauerhaft zu zahlen ist und ggf. erhöhten Kosten der Energieversorgung durch Verknappung der Flexibilitätsquellen gegenüber einem potenziellen Schaden abzuwägen.\r\nGrundprinzipien\r\nBei der Abwägung sollten auch folgende Grundprinzipien Berücksichtigung finden:\r\n›\r\nEnergieversorgungssicherheit als Teil des energiepolitischen Dreiecks ist die Fähigkeit ei-ner Volkswirtschaft, das Gleichgewicht zwischen Energieversorgung und Energiebedarf über verschiedene Zeiträume hinweg sicherzustellen. D. h. sichere Versorgung ist gege-ben, wenn Energie an dem Ort, zu dem Zeitpunkt und in der Menge verfügbar ist, zu der sie nachgefragt wird. Das hat auch eine große internationale Tragweite.\r\n›\r\nDabei gilt grundsätzlich, dass die Energieversorgungssicherheit im Rahmen der jeweiligen Tätigkeiten und Zuständigkeiten in der gemeinsamen Verantwortung der Energieunter-nehmen, der Mitgliedstaaten, der zuständigen Behörden der Mitgliedstaaten sowie der EU liegt. Dieser dreistufige Gemeinschaftsmechanismus – 1. Energieunternehmen, 2. Mit-gliedstaaten, 3. EU – hat sich bewährt und sollte weiterhin gestärkt werden.\r\n›\r\nEs sollte das Prinzip gelten, marktliche Mechanismen so lange wie möglich aufrecht zu er-halten und hoheitliche Eingriffe ausschließlich als ultima ratio einzusetzen.\r\n›\r\nPreise sind, gerade auch in einer Krise, ein wichtiges Steuerungsinstrument. Dieses darf nicht durch Eingriffe in die freie Preisbildung behindert werden.\r\n›\r\nIn den Bereichen, in denen staatliche Eingriffe stattfinden, um das gewünschte Niveau von Versorgungssicherheit zu erreichen, sind diese so auszugestalten, dass Fehlanreize vermieden werden und marktliche Mechanismen wirken können.\r\nSeite 18 von 32\r\n›\r\nRegelungen, Instrumente und Maßnahmen müssen transparent und handhabbar ausge-staltet sein. Dazu gehört, dass alle Beteiligten diese kennen, ihre Aufgaben und Verant-wortlichkeiten verstehen und umsetzen können.\r\n4 Instrumente\r\n4.1 Überblick und Bewertungskriterien\r\nVor dem Hintergrund der aktuellen Entwicklungen sowie beim Blick in andere europäische Mitgliedstaaten zeigt sich eine Vielzahl an Instrumenten zur Absicherung akuter Notfallsituati-onen und Extremereignissen.\r\nDiese reichen von einer strategischen Gasreserve über Speicherverpflichtungen oder Last res-ort-Mechanismen. Eine genauere Betrachtung zeigt jedoch, dass es nicht nur eine Vielzahl an Instrumenten gibt, sondern diese auch je nach Ausgestaltung in zahlreichen Varianten auftre-ten können.\r\nDie im Folgenden dargestellte qualitative Bewertung bezieht sich konkret auf die Absicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen. Aufgrund der Viel-zahl an denkbaren Varianten ist sie als eine allgemeine Einordnung der betrachteten Instru-mente zu verstehen; je nach konkreter Ausgestaltung oder Zielsetzung kann sich eine Bewer-tung auch verändern.\r\nFür die Bewertung wurden die folgenden Kriterien zugrunde gelegt:\r\n›\r\nEffektivität (bezogen auf Speicherfüllstände): K.o.-Kriterium\r\n›\r\nKosteneffizienz\r\n›\r\nNotwendige Anpassungen des Regulierungsrahmens\r\n›\r\nOperative Umsetzung\r\n›\r\nAufwand Kontrolle/Monitoring\r\n›\r\nAbgrenzung und Anzahl der Verpflichteten\r\n›\r\nMarktrollenkonformität / Einhaltung der Unbundlinggrenzen\r\n›\r\nAuswirkungen auf den Speichermarkt\r\n›\r\nAuswirkungen auf Marktpreisbildung und Marktverhalten\r\nSeite 19 von 32\r\n4.2 Strategische Reserve\r\nBei der strategischen Reserve hält eine zentrale Instanz eine bestimmte Gasmenge dauerhaft in Gasspeichern vor und diese wird nur unter zuvor definierten Bedingungen eingesetzt.\r\nZielsetzung\r\nZiel einer strategischen Reserve ist es, die Handlungsfähigkeit zu Beginn von Krisen-/Notfallsi-tuationen zu gewährleisten, indem dediziert dafür vorgesehene Speichermengen unverzüglich aktiviert werden können. Sie dient im Falle von Lieferengpässen zur kurzfristigen und kurzzei-tigen Überbrückung bis zur Wirksamkeit von Maßnahmen des Bundeslastverteilers (BLastV). Auslöser können insbesondere der Ausfall von technischer Infrastruktur oder von Liefermen-gen sein (physischer Engpass aufgrund unvorhergesehener, kurzfristiger Entwicklungen).\r\nDie Bundesnetzagentur in ihrer Rolle als Bundeslastverteiler hat in einer Gasmangellage und bei Ausrufung der Notfallstufe die Aufgabe, den lebenswichtigen Bedarf an Gas zu decken (vgl. § 1 EnSiG sowie § 1 GasSV). Das heißt, der Bundeslastverteiler muss die benötigten Gasmen-gen beschaffen bzw. den Gasverbrauch steuern, um sogenannte „Engpasszonen“ aufzulösen.\r\nDiese „Engpasszonen“ werden von den FNB gemeldet, wenn der Marktgebietsverantwortliche (das Unternehmen Trading Hub Europe, kurz THE) nicht ausreichend Gas als Regelenergie auf dem Markt beschaffen kann.\r\nDabei kann der Bundeslastverteiler verschiedene Maßnahmen abwägen, um eine Engpass-zone aufzulösen.\r\nUm zu Beginn einer solchen Krisen-/Notfallsituation sofort handlungsfähig zu sein und die ers-ten Tage zu überbrücken, ist eine strategische Reserve ein sehr gut geeignetes Instrument. Da-bei bedarf es sowohl der Menge als auch der Leistung aus Speichern.\r\nAusgestaltung\r\n›\r\nQuantifizierung (Beispielrechnung): Spitzenlast 6 bis 6,5 TWh an einem kühlen Tag Zeitraum 6 bis 10 Tage Ausfall von Gaslieferungen in Höhe von 30 Prozent: 2 bis 2,5 TWh\r\nErgebnis: Strategische Reserve in Höhe von 15 bis 24 TWh\r\n›\r\nAuswahl\r\nFür die Auswahl der Speicherkapazitäten gibt es verschiedene Ansätze, deren Vor- und Nachteile noch genauer abzuwägen sind. Denkbare Ansätze sind beispielsweise: Verteilung der Speicheranlagen auf verschiedene Regionen gemäß ihrer Notwendigkeit in verschiedenen Ausfallszenarien (z. B. Ausfall Importroute, Ausfall zentraler Betriebsmittel);\r\nSeite 20 von 32\r\nAufteilung auf die H-Gas-Regelenergiezonen von THE mit bedarfsgerechter Gewichtung, wie sie im Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan vorliegen; Rein kostenbasierte Verteilung über wettbewerblichen Ausschreibungsmechanismus mit oder ohne Ex-ante-Vorgabe einer regionalen Verteilung…\r\nDie o. g. Ansätze bedürfen der weiteren Bewertung. Dabei ist insbesondere auch zu beach-ten, dass Speicherbetreiber je nach Ausgestaltung von der Vorhaltung einer Reserve profi-tieren können bzw. schlechter gestellt werden.\r\n›\r\nFreigabemechanismus\r\nDurch den Bundeslastverteiler, wenn dem Marktgebietsverantwortlichen (MGV) eine marktbasierte Beschaffung von Regelenergie nicht mehr möglich ist. Es muss sichergestellt sein, dass die Freigabe nur beim Eintreten dieser Marktlage erfolgt und es keine Möglich-keit der politischen Einflussnahme gibt, um Marktpreise aus politischen Gründen zu sen-ken.\r\n›\r\nBefüllung [noch auszugestalten]\r\nDer Staat ist Eigentümer des Gases (analog Ölreserve). Die Befüllung müsste zeitlich so gestreckt werden, um Marktverzerrungen zu vermeiden.\r\n›\r\nFinanzierung\r\nAus dem Staatshaushalt\r\nDie strategische Reserve ist ein Instrument, das die beiden Absicherungsfälle – akute Hand-lungsfähigkeit und Vorsorge für Extremereignisse – abdecken kann. Es ermöglicht, die Vorhal-tung von Gas in Speichern entsprechend der staatlichen Absicherungsentscheidung und auf Basis einer Risikobewertung anzupassen, während der Zugriff darauf mit einem einheitlichen Mechanismus durch den Bundeslastverteiler erfolgt.\r\nBewertung\r\nEine strategische Reserve kann die Handlungsfähigkeit staatlicher Stellen im Knappheitsfall zeitlich begrenzt erhöhen. Beispielsweise könnte im Notfall auf diese Weise die Vorlaufzeit der Verfügungen des Bundeslastverteilers ohne Versorgungsunterbrechung überbrückt werden. Je nach Jahreszeit und Umfang der Reserve kann diese auch wesentlich länger wirken.\r\nSeite 21 von 32\r\nDem stehen direkte Kosten gegenüber, weil die benötigte Gasmenge erworben werden muss und nicht preislich abgesichert werden kann. Auch der Betrieb der für die Reserve verwende-ten Gasspeicheranlagen müsste zentral finanziert werden. Darüber hinaus fallen indirekte Kos-ten an, da dem Markt Flexibilitätsquellen entzogen werden und diese somit in Hochpreispha-sen, beispielsweise zur Belieferung der neuen Kraftwerke im Rahmen der Kraftwerksstrategie während einer Dunkelflaute, nicht mehr zur Verfügung stehen würden. Je nach Umfang der Reserve und Ausgestaltung der Rahmenbedingungen für die Beschaffung besteht bei der Be-füllung der Reserve die Gefahr marktverzerrender und preistreibender Effekte. Diese können aber reduziert werden, in dem die Befüllung der Speicher über bspw. drei Jahre erfolgt.\r\n4.3 Speicherverpflichtung\r\nBei einer Speicherverpflichtung wird Marktteilnehmern die Pflicht auferlegt, bis zu einem be-stimmten Zeitpunkt oder Zeitkorridor im Jahr eine bestimmte Menge Gas einzuspeichern bzw. eingespeichert zu halten, um eine physische Krisenvorsorge aufzubauen. Der Aufbau einer sol-chen physischen Krisenvorsorge kann – je nach Ausgestaltung – marktorientiert erfolgen.\r\nZu implementieren sind entsprechende Kontrollmechanismen (z. B. durch BNetzA und/oder MGV) sowie Art und Umfang von Sanktionierungsmaßnahmen bei Nichterfüllung.\r\nDie Verpflichtung sollte handelbar sein bzw. als Dienstleistung durch Dritte erbracht werden können.\r\nDenkbar wäre jeweils auch, die Speicherverpflichtung für andere Erfüllungsoptionen zu öffnen (bspw. Produktion, physisch abgesicherte Lieferverträge, Demand Response). Das würde aber in der Ausgestaltung jeweils eine eher untergeordnete Rolle spielen und wird daher in diesem Dokument nicht tiefergehend betrachtet.\r\nBei der konkreten Ausgestaltung einer Speicherverpflichtung ergibt sich eine Vielzahl an Vari-anten.\r\n›\r\nVarianten: Speicherverpflichtung der Marktteilnehmer\r\n\r\nLieferanten: Verpflichtung für Vertriebe, anteilig vom Verbrauch der eigenen [ge-schützten] Kunden einzuspeichern.\r\n\r\nBilanzkreisverantwortliche: Verpflichtung für alle Bilanzkreisverantwortlichen anteilig vom Verbrauch der dem Bilanzkreis zugeordneten [geschützten] Kunden einzuspei-chern.\r\n\r\nGasimporteure: Verpflichtung für Gasimporteure, anteilig von der importierten Menge einzuspeichern.\r\nSeite 22 von 32\r\n\r\nSpeicherkunden: Verpflichtung für Speichernutzer, ihre gebuchten Speicherkapazitä-ten zu einem vorgegebenen Maß auch zu nutzen, mit Erlösabsicherung für den Spei-cherbetreiber\r\n›\r\nVarianten: Speicherverpflichtung der Infrastrukturbetreiber\r\n\r\nNetzbetreiber: Verpflichtung für Netzbetreiber, die Befüllung von Speichern sicherzu-stellen\r\n\r\nSpeicherbetreiber: Verpflichtung für Speicherbetreiber, Füllstand in Höhe von x Pro-zent ihrer Speicheranlagen sicherzustellen\r\nGrundsätzlich sind die letztgenannten Marktrollen nicht als Adressaten einer Speicherver-pflichtung geeignet, da Unbundlinggrenzen überschritten würden und die Infrastrukturbetrei-ber keine Gasmengen haben oder handeln. Es wäre darüber hinaus ineffizient, da die erfor-derlichen Funktionen in den Unternehmen erst aufgebaut werden müssten. Diese Varianten werden daher nicht weitergehend bewertet.\r\nBewertung der Varianten Speicherverpflichtung der Marktteilnehmer zur Absicherung von akuten Notfallsituationen und Extremereignissen in der Übersicht\r\nLieferantenverpflichtung\r\nVerpflichtung für Vertriebe, anteilig vom Verbrauch der eigenen [geschützten] Kunden einzuspeichern\r\nAnzahl der Verpflichteten: rd. 900\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\ngeringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nsehr hoher Aufwand für die operative Umsetzung sehr hoher Aufwand für Kontrolle und Monitoring Gefahr negativer Effekte auf die Wettbewerbsintensität im Lieferanten-markt\r\nDimensionierung müsste den Verbrauch geschützter Kunden überstei-gen, um überhaupt zusätzliche Einspeicherung anzureizen. Nachteile würden sich signifikant erhöhen, wenn die Verpflichtung auch für RLM-Mengen gelten würde.\r\nSeite 23 von 32\r\nBKV-Verpflichtung\r\nVerpflichtung für alle Bilanzkreisverantwortlichen, anteilig vom Verbrauch der dem Bilanz-kreis zugeordneten [geschützten] Kunden einzuspeichern.\r\nUntervarianten: alle Kunden oder nur SLP-Kunden\r\nAnzahl der Verpflichteten: rd. 400 (nur SLP-BKV)\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\nIdentifikation der Verpflichteten einfach geringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nhoher Aufwand für operative Umsetzung, Kontrolle und Monitoring\r\nImporteursverpflichtung\r\nVerpflichtung für Gasimporteure, anteilig von der importierten Menge einzuspeichern.\r\nAnzahl der Verpflichteten: offen, abhängig von der Definition der Importeurs-Eigenschaft im Kontext der Verpflichtung\r\nEffektivität\r\nMittel\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel\r\nVorteile\r\ngeringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung geringe Auswirkungen auf den Speichermarkt\r\nNachteile\r\nsehr negative Einflüsse für Attraktivität des nationalen Gasmarkts negative Einflüsse auf Transit-Flüsse\r\nSeite 24 von 32\r\nSpeicherkunden mit erlössichernder Umlagefinanzierung für Speicherbetreiber\r\nVerpflichtung für Speichernutzer, ihre gebuchten Speicherkapazitäten zu einem vorgege-benen Maß auch zu nutzen; Speicherbetreiber verauktionieren ihre Kapazitäten; bei Aukti-onserlös unter den erlaubten Kosten wird ausgeglichen und per Umlage finanziert (in Anlehnung an das französische Modell; zu berücksichtigen ist, dass die Ausgangssituati-onen in Deutschland und Frankreich beispielsweise hinsichtlich der Anzahl der Speicherbe-treiber etc. unterschiedlich sind)\r\nAnzahl der Verpflichteten: gering (Speicherkunden plus Speicherbetreiber)\r\nEffektivität\r\nmittel bis hoch\r\nKosteneffizienz\r\nniedrig bis mittel (Kosten für Erlösabsicherung / Umlage)\r\nVorteile\r\nAufwand Kontrolle/Monitoring geringe Auswirkungen auf die Marktpreisbildung\r\nNachteile\r\nnotwendige Anpassungen des Regulierungsregimes (Vollregulierung der Speicher und Einführung Umlagesystem)\r\nEine solche Regulierung kann dazu führen, dass nicht-erlösgesicherte Speicher im Wettbewerb gegenüber erlösgesicherten Speichern chan-cenlos werden.\r\nRegulierungsrisiko/Vielzahl offener Fragen bei konkreter Ausgestaltung\r\nDie Auswirkungen eines Speicherregulierungsmodells, welches an das französische Regime an-gelehnt ist, lassen sich nicht vollständig bewerten, da es verschiedene Ausgestaltungsvarian-ten gibt. Allerdings ergeben sich bereits auf dieser Ebene verschiedene Fragestellungen, wel-che die Komplexität und mögliche Problemstellungen veranschaulichen; beispielsweise:\r\n›\r\nWerden alle deutschen Speicher von der Regulierung erfasst und damit kostenreguliert oder nur bestimmte?\r\n›\r\nNach welchen Kriterien wird ggf. eine Auswahl getroffen bzw. das zu erfassende Ar-beitsgasvolumen (AGV) festgelegt?\r\n›\r\nWerden einheitliche Erlöse für alle Speicherbetreiber, bezogen auf das jeweilige AGV, ermittelt? Oder wird jeder Speicherbetreiber kostenbasiert betrachtet?\r\n›\r\nFalls kostenbasierte Erlöse pro Speicherbetreiber ermittelt werden, wie werden Anreize zur Kosteneinsparung gesetzt? Wie werden vorherige Investitionen eines Speicherbe-treibers zur Kosteneinsparung und Effizienzverbesserung berücksichtigt?\r\n›\r\nWie werden variable Energiekosten berücksichtigt?\r\nSeite 25 von 32\r\nAußerdem ist zu beachten, dass im französischen Modell in seiner Logik eine Befüllpflicht für gebuchte Speicherkapazitäten für den Speicherkunden besteht und bei nicht ausreichender Buchung von Speicherkapazitäten als last resort ein anderer Akteur für die Buchung und an-schließenden Befüllung verantwortlich ist. (Anmerkung: In Frankreich wäre das der Speicher-betreiber selbst. Denkbar wäre alternativ die Vermarktung von Speicherkapazitäten zu negati-ven Preisen.)\r\nBewertung\r\nDie qualitative Bewertung zeigt, dass nicht eine Marktrolle zu identifizieren ist, die der ide-ale zu Verpflichtende wäre, um Notfallsituationen und Extremereignisse abzusichern. Bei allen Marktrollen zeigen sich neben einzelnen Vorteilen unterschiedliche Nachteile.\r\nAlle Speicherverpflichtungen führen zu Mehrkosten und Marktverzerrungen, da die eingespei-cherte Menge die antizipierte Nachfrage ggf. übersteigt. Das bedeutet je nach Ausgestaltung, dass Preise im Spätwinter tendenziell gedrückt werden und Preise im Sommer und Frühwinter tendenziell erhöht werden. Marktliche Anreize für die Speicherbefüllung werden somit ge-schwächt, was dann wiederum die notwendige Dimensionierung und Kosten der Speicherver-pflichtung erhöht.\r\n4.4 Verpflichtung des Marktgebietsverantwortlichen (MGV) als Back up-Mechanismus/Last Resort\r\nFür eine mögliche Verpflichtung des MGV werden im Folgenden zwei verschiedene Alternati-ven betrachtet, die jeweils eine Weiterentwicklung des Status Quo darstellen.\r\nGegen eine unveränderte Beibehaltung des Status Quo sprechen insbesondere die seit der Einführung der Speichergesetz-Regelungen im Jahr 2022 aufgetretenen marktverzerrenden Effekte, deren Wiederholung es bei der Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens drin-gend zu vermeiden oder mindestens zu reduzieren gilt.\r\nUrsächlich dafür waren im Wesentlichen:\r\n›\r\nStarre, speicherscharfe Füllstandsvorgaben in Kombination mit einem implizierten Au-tomatismus bzgl. Eingreifen des MGV\r\n›\r\nAuseinanderfallen des gesetzlichen Wortlauts und der praktischen Anwendung: Intrans-parenz bzgl. der konkreten Entscheidungskriterien für ein Tätigwerden des MGV führte zu Fehlannahmen im Markt bzgl. Wahrscheinlichkeit und Umfang des Eingreifens durch den MGV\r\nSeite 26 von 32\r\n›\r\nEnge – und aufgrund der speicherscharfen Füllstandsvorgaben ausrechenbare – zeitli-che Restriktionen für eine Speicherbefüllung durch den MGV, welche eine Kostenopti-mierung in der Beschaffung einschränken (MGV als „desperate buyer“)\r\n›\r\nEin auf den marktlich gebildeten Speicherentgelten aufsetzendes reguliertes Entgelt für Eigenbuchungen durch den MGV, welches bei sinkenden Sommer-Winter-Spreads den Anreiz zur marktlichen Verauktionierung von Speicherkapazitäten durch die Speicher-betreiber reduziert\r\nDie hohen historischen Kosten, die das Speichergesetz bisher verursachte, bleiben bei der Be-wertung eines künftigen Mechanismus außer Betracht, da diese in wesentlichen Teilen auf die damaligen Umstände zurückzuführen sind (v. a. kurzfristige Einführung parallel zur bestehen-den Krise und der damit einhergehenden Preissituation, fehlender Terminmarktzugang des MGV etc.).\r\nWeiterhin hat sich die gesetzlich vorgesehene Stufenlogik teilweise als in der Praxis nicht sinn-voll umsetzbar erwiesen (Stufe 2) und das Nebeneinander von Stufe 1 und Stufe 3 zur Lösung desselben Grundproblems bringt unnötige Komplexität und Ineffizienzen in der Umsetzung mit sich.\r\n›\r\nVariante 1: Beanreizung der marktlichen Speicherbefüllung durch Ausschreibung von strategischen Befüllungsinstrumenten\r\n\r\nAus dem heutigen Speichergesetz-System bleibt lediglich die sog. Stufe 1 erhalten, d. h. der MGV schreibt analog des heutigen § 35c Abs. 1 EnWG bei Bedarf strategische Befül-lungsinstrumente als Anreiz für die marktliche Speicherbefüllung aus, wird jedoch nicht selbst zwecks Speicherbefüllung tätig.\r\n\r\nDie zum Einsatz kommenden Befüllungsinstrumente werden transparent und diskrimi-nierungsfrei ausgeschrieben. Die Erarbeitung des Produktdesigns erfolgt unter frühzeiti-ger Einbindung der betroffenen Marktteilnehmer (insbesondere potenzieller Anbieter und Speicherbetreiber).\r\n\r\nAuf die bisherigen Füllstandsvorgaben des § 35b EnWG kann in diesem Modell verzich-tet werden – es handelt sich um einen reinen Anreizmechanismus, der nur bei Bedarf genutzt wird und dessen Ausschreibungsvolumen situativ an die Füllstandssituation im Ausschreibungszeitpunkt angepasst wird.\r\nSeite 27 von 32\r\n›\r\nVariante 2: MGV als Befüller of last resort\r\n\r\nAus dem heutigen Speichergesetz-System bleibt lediglich die sog. Stufe 3 erhalten, d. h. die Rolle des MGV erstreckt sich nicht auf das Anreizen marktlicher Einspeicherungen, sondern beschränkt sich auf die Rolle eines „Befüllers of last resort“, der bei Bedarf ein-springt, um die für erforderlich gehaltenen Speicherfüllstände gesichert zu erreichen.\r\n\r\nVoraussetzung dafür ist bei gebuchten, aber nicht befüllten Speicherkapazitäten wie heute ein UIOLI-Mechanismus, über den auch die Speicherbetreiber mit eigenen Pflich-ten an dem System mitwirken müssen. Speicherkapazitäten, die gar nicht erst gebucht sind, können wie heute durch den MGV selbst gebucht werden (sog. „Eigenbuchung“).\r\n\r\nDie Entscheidungskriterien für ein Tätigwerden des MGV werden in der gesetzlichen Re-gelung klar beschrieben und die UIOLI-Vorgaben darauf zugeschnitten.\r\n\r\nDas Eigenbuchungs-Entgelt wird stärker an den dem Speicherbetreiber tatsächlich ent-stehenden Kosten orientiert.\r\n\r\nSämtliche vertretbaren Spielräume zur Erweiterung der Flexibilität des MGV in der Be-schaffung von Speichermengen werden ausgenutzt (z. B., indem der MGV auch zeitlich nachgelagert zum restlichen Markt befüllen kann, Eigenbuchungen mit mehr Vorlauf ge-tätigt werden etc.).\r\n\r\nZu prüfen wäre, ob und wenn ja, in welcher Form für ein solches System weiterhin dedi-zierte Füllstandsvorgaben benötigt werden. Sofern dies zur praktischen Handhabung un-vermeidbar ist, müsste gesetzlich klargestellt sein, in welchen Fällen und für wen eine Verfehlung der Füllstandsvorgaben jeweils welche Konsequenzen hat (z. B. Verzicht auf UIOLI, wenn der MGV ohnehin nicht tätig werden soll etc.).\r\nBeiden Varianten gemeinsam ist, dass der MGV – im Gegensatz zu einer Verpflichtung der obi-gen Marktteilnehmer – nur aktiv wird, wenn die Gasspeicher im normalen Marktgeschehen nicht rechtzeitig oder nicht ausreichend befüllt werden („Backup-Funktion“).\r\nDas Eingreifen des MGV unterliegt keinem Automatismus, sondern es gilt die Prämisse, dass es sich um eine Kann-Regelung handelt, nach der ein Tätigwerden des MGV eine entspre-chende Anweisung durch BNetzA und BMWE voraussetzt – es ließe sich darüber durch die Be-hörden steuern, ob und wenn ja, wann und in welchem Umfang der MGV eingreift (z. B. nur dann und in dem Umfang, wie es erforderlich ist, um etwaige Speicherfüllstandsvorgaben auf EU-Ebene einzuhalten).\r\nSeite 28 von 32\r\nBeide Varianten würden ferner durch ein Speichermonitoring-System mit Meldepflichten der Speicherbetreiber an die BNetzA ergänzt, das bzgl. Umfang und Zeitpunkt bzw. Frequenz der Meldungen jeweils auf die Logik der jeweiligen Variante zugeschnitten wäre.\r\nDie Finanzierung dieser Versorgungssicherheitsaufgaben des MGV müsste bzw. könnte analog Speichergesetz über eine Umlage oder aus Haushaltsmitteln erfolgen.\r\nBewertung\r\nDiese Optionen sind eine Fortentwicklung der heute gültigen Regelungen. Die Erfahrungen der letzten Jahre führen hier zu Verbesserungen, die die Gesamtkosten drücken könnten.\r\nDie Problematik der vergangenen Jahre, dass kurzfristige Entscheidungen der Behörden zu sig-nifikanten Marktverzerrungen führen und möglicherweise die Erwartung eines staatlichen Ein-griffs zu Zurückhaltung bei den Marktteilnehmern bei der Einspeicherung führt, bleibt im We-sentlichen bestehen.\r\nSeite 29 von 32\r\nZusammenfassung / Bewertungen in der Übersicht\r\n›\r\nStrategische Reserve\r\n\r\nZur Absicherung von akuten Krisen-/Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen ein sehr gut geeignetes Instrument\r\n\r\nDirekte Kosten plus indirekte Kosten durch Entzug von Flexibilitäten\r\n›\r\nSpeicherverpflichtung\r\n\r\nEs ist nicht eine Marktrolle zu identifizieren, die der ideale zu Verpflichtende wäre. Bei allen Marktrollen zeigen sich neben einzelnen Vorteilen unterschiedliche Nach-teile.\r\n\r\nAlle Speicherverpflichtungen führen zu Kosten und Marktverzerrungen; marktliche Anreize für die Speicherbefüllung werden geschwächt.\r\n›\r\nMGV als Back up-Mechanismus / Last Resort\r\n\r\nFortentwicklung der gültigen Regelungen; Verbesserungen können Gesamtkosten senken\r\n\r\nGefahr signifikanter Marktverzerrungen durch kurzfristige Entscheidungen der Be-hörden und in Erwartung eines staatlichen Eingriffs bleiben im Wesentlichen beste-hen\r\n5 Handlungsempfehlung\r\nIm März bzw. Ende 2027 laufen die aktuellen Regelungen zu Gasspeicherfüllstandsvorgaben auf nationaler und europäischer Ebene aus. Daher ist in 2026 der rechtliche Rahmen für „post 2027“ zu gestalten. Zudem ist auch zu prüfen, ob der marktliche Rahmen für Gasspeicher in der „Neuen Normalität“ weiterhin funktioniert.\r\nUm akute Notfallsituationen und vom Markt nicht antizipierbare Extremereignisse wie bei-spielsweise den ungeplanten Ausfall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen oder einen geopolitisch bedingten Lieferstopp auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitig sehr niedrigen Temperaturen absichern zu können, kommt der BDEW auf Basis der Analyse der veränderten Versorgungssituation, einer Differenzierung der Absicherungsfälle und Risiken sowie der qualitativen Bewertung unterschiedlicher Instru-mente zu folgender Handlungsempfehlung:\r\nSeite 30 von 32\r\n›\r\nMit der „Neuen Normalität“, welche den Gasmarkt heute beschreibt, haben insbesondere geopolitische Risiken und Unwägbarkeiten eine neue Qualität erlangt. Der ungeplante Aus-fall bzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen von wesentlichen Im-portquellen ist nicht mehr undenkbar; auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitiger extremer Kälte.\r\n›\r\nEin stabil funktionierender Markt ist die Grundlage für eine sichere und bezahlbare Energie-versorgung.\r\n›\r\nVor dem Hintergrund eines gut funktionierenden Gasmarktes und ausreichend vorhande-nen Gasmengen auf den globalen Märkten, ist eine kosteneffiziente, stabile und sichere Gasversorgung in einem \"Normalwinter\" Aufgabe der Unternehmen. Und auch ungewöhn-lich kalte Temperaturen sind zu einem weiten Teil gut bewältigbar.\r\n›\r\nDie Marktkräfte und bestehenden Verpflichtungen kommen dort an ihre Grenzen, wenn unerwartete Risiken sich materialisieren und externe Schocks auftreten. Bei der Vorsorge für Extremsituationen können Märkte versagen, da sie nicht auf die Bereitstellung von öf-fentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in seltenen Extremereignissen ausgerichtet sind. Das ist Staatsaufgabe. Solche Risiken werden nicht vollumfänglich vom Markt antizipiert und eingehegt.\r\n›\r\nGasspeicher sind wesentlicher Bestandteil der Energieinfrastruktur und tragen zur Stabilität und Sicherheit der Energieversorgung bei. Dies ist besonders wichtig in Krisenzeiten oder bei Unterbrechungen der Lieferketten.\r\n›\r\nIn jedem Fall muss der Staat das gewünschte Absicherungsniveau festlegen und entschei-den, ob und in welchem Umfang eine Versicherungslösung implementiert oder das Risiko mit hohem Schadenspotential im Eintrittsfall eingegangen wird.\r\n›\r\nDiese Abwägung muss bezüglich der beiden Absicherungsfälle stattfinden 1) um die akute Handlungsfähigkeit in einem Krisen-/Notfall zu gewährleisten sowie 2) zur Vorsorge für Extremereignisse.\r\n›\r\nDaneben ist auch ein perspektivisch wirtschaftlicher Betrieb der Gasspeicher eine wesentli-che Voraussetzung für Versorgungssicherheit. Diese ist nicht nur eine Frage der verfügba-ren Gasmengen, sondern auch des Vorhaltens physischer Flexibilität im System. Daher wird zu prüfen sein, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 noch entspricht oder angepasst werden muss.\r\n›\r\nWeiterhin sind ebenfalls gesetzliche Regelungen erforderlich, wie mit geplanten Stilllegun-gen von Gasspeichern verfahren wird (z. B. Ankündigungspflicht etc.) bzw. wie ein\r\nSeite 31 von 32\r\nwirtschaftlicher Weiterbetrieb von Erdgasspeichern aus Gründen der Versorgungssicher-heit ermöglicht werden kann.\r\n›\r\nAnforderungen an einen staatlichen Eingriff zur Absicherung von akuten Notfallsituatio-nen und nicht antizipierbaren Extremereignissen\r\n•\r\nBestehende Füllstandsvorgaben nicht verlängern: Die Füllstandsvorgaben für Gasspei-cher waren in der konkreten Krisensituation in Folge des russischen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt. Die Entwicklungen in den letzten drei Jahren zeigen jedoch, dass starre gesetzliche Vorgaben zur Befüllung der Gasspeicher langfristig nicht zielführend sind. Dauerhafte, staatliche Vorgaben zu Speicherfüllständen und Speicherreserven stehen im Wechselspiel mit marktbasierten Mechanismen und bergen immer das Risiko, eine effi-zientere Optimierung zu beeinträchtigen.\r\n•\r\nStaatlichen Markteingriff auf ein Ziel ausrichten: Ein staatlicher Eingriff muss dabei grundsätzlich auf ein konkretes Ziel – hier Versorgungssicherheit im Sinne der Absiche-rung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen – ausge-richtet sein.\r\n•\r\nStaatlichen Markteingriff auf ein Instrument für dieses Ziel begrenzen.\r\n•\r\nDas gewählte Instrument muss mit einem präzise formulierten Ziel und klaren Einsatz-regeln unterlegt und geeignet sein, unmittelbare Wirkung zu entfalten.\r\n•\r\nDie strategische Reserve erfüllt als Instrument am ehesten die Anforderungen zur Ab-sicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen.\r\n•\r\nEs ist ein Instrument, das die beiden Absicherungsfälle – akute Handlungsfähigkeit und Vorsorge für Extremereignisse – abdecken kann. Es ermöglicht, die Vorhaltung von Gas in Speichern entsprechend der staatlichen Absicherungsentscheidung und auf Basis ei-ner Risikobewertung anzupassen, während der Zugriff darauf mit einem einheitlichen Mechanismus durch den Bundeslastverteiler erfolgt. Bei der Dimensionierung müssen die erwartbaren direkten und indirekten Kosten berücksichtigt werden.\r\nEinspeicherverpflichtungen anderer Marktteilnehmer (Speicherkunden, Lieferanten, BKVs, Infrastrukurbetreiber) sind bei einer strategischen Reserve, die zur Absicherung von akuten Notfallsituationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen dient, nicht sinnvoll.\r\nSeite 32 von 32\r\nEs bedarf der weiteren Ausgestaltung einer strategischen Reserve in Hinblick auf Quantifizie-rung, Auswahl, Befüllung, Finanzierung und Freigabemechanismus. Der BDEW erarbeitet hier-für derzeit konkrete Vorschläge.\r\nDarüber hinaus ist auch die Situation der Gasspeicher mit den Fragen eines wirtschaftlichen Betriebs und zukünftig erforderlichen Speicherkapazitäten von hoher Relevanz. Auch hierzu ist der BDEW derzeit in der Analyse, um Inkonsistenzen aufzuzeigen und Empfehlungen für einen konsistenten und langfristigen Rahmen für Gasspeicher abzuleiten.\r\nFür einen ganzheitlichen Blick auf die verschiedenen Stränge der energiewirtschaftlichen Resi-lienz sei auf das BDEW-Diskussionspapier „Resilienz im Energiesektor: Handlungsfelder und -bedarfe“ hingewiesen. Das Diskussionspapier erörtert wirtschaftliche, systemische und opera-tive Aspekte für ein resilientes Energiesystem und zeigt die Forderungen der Energiewirtschaft für die Stärkung der Resilienz in einzelnen Bereichen des Energiesystems auf.\r\nBei der Sicherung der Anlagen und der Infrastruktur geht es sowohl um Prävention als auch um die Verbesserung der Reaktion auf Ausfälle, für die jetzt diverse rechtliche Vorgaben ange-passt werden müssen. BDEW zeigt im 10-Punkte-Papier zur Stärkung der Resilienz der kriti-schen Energie- und Wasserinfrastrukturen den akuten Handlungsbedarf auf."},"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_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":"2026-03-10"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0023154","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Weiterentwicklung der EU-Klimaschutzarchitektur nach 2030","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/06/c5/709659/Stellungnahme-Gutachten-SG2603230029.pdf","pdfPageCount":27,"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\nBDEW-Vertretung bei der EU\r\nAvenue de Cortenbergh 52\r\n1000 Brüssel\r\nBelgien\r\nwww.bdew.de\r\nBrüssel, 16 March 2026\r\nPosition Paper\r\nPositionspapier\r\nPost 2030 Framework\r\nEuropas Klimapolitik nach 2030: Leitplanken für die Energiewirtschaft\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 2 von 27\r\n1 Einführung ................................................................................................. 4\r\n2 Zusammenfassung ..................................................................................... 5\r\n3 Klimagesetz ............................................................................................... 8\r\n3.1 Klimaziel 2040 ................................................................................................... 8\r\n3.2 ESR: Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030 ..... 8\r\n3.3 Internationale Gutschriften .............................................................................. 9\r\n4 Emissionshandelssystem (ETS) ................................................................. 11\r\n4.1 ETS 1 ................................................................................................................ 12\r\n4.1.1 Cap, Reduktionspfad und Markstabilität ........................................................ 12\r\n4.1.2 Wettbewerbsfähigkeit und Carbon-Leakage-Schutz: ein funktionaler CBAM 13\r\n4.1.3 Erweiterung des Anwendungsbereichs und der Marktliquidität ................... 14\r\n4.1.4 Integration von Negativemissionen in den ETS 1 ........................................... 15\r\n4.2 ETS 2 ................................................................................................................ 16\r\n4.2.1 Vollständige und einheitliche Einführung des ETS 2 in der EU ....................... 16\r\n4.2.2 Preisstabilität und CO₂-Preisdämpfungsmaßnahmen .................................... 17\r\n4.2.3 Soziale Flankierung und Klimasozialfonds ...................................................... 17\r\n4.2.4 Ablösung nationaler Systeme, Auswirkungen auf die ESR ............................. 18\r\n5 Erneuerbare Energien .............................................................................. 18\r\n5.1 Erneuerbare Energien Ziel .............................................................................. 19\r\n5.2 Unterziele ........................................................................................................ 19\r\n5.3 Regulatorischer Rahmen der RED ................................................................... 20\r\n6 Flottengrenzwerte ................................................................................... 20\r\n7 Energieeffizienz ....................................................................................... 21\r\n7.1 Primärenergieverbrauch ................................................................................. 22\r\n7.2 Endenergieverbrauch und Systemeffizienz .................................................... 22\r\n7.3 Gebäudeeffizienz ............................................................................................ 23\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 3 von 27\r\n8 Flexibilisierung ........................................................................................ 23\r\n9 Governance-Verordnung .......................................................................... 24\r\n10 Energiesystem der Zukunft ...................................................................... 25\r\n10.1 Elektrifizierung ................................................................................................ 25\r\n10.2 Moleküle ......................................................................................................... 26\r\n10.2.1 RFNBO delegierter Rechtsakt ......................................................................... 26\r\n10.2.2 kohlenstoffarmer Wasserstoff ........................................................................ 27\r\n10.2.3 Infrastrukturaufbau für CO₂-Management ..................................................... 27\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 4 von 27\r\n1 Einführung\r\nDie europäische Legislaturperiode 2019 bis 2024 war ein klimapolitischer Meilenstein. Mit dem Europäischen Klimagesetz wurde Klimaneutralität für die gesamte EU rechtlich verbind-lich festgelegt: Bis 2030 müssen die Emissionen um mindestens 55 Prozent (netto: nach Abzug des Beitrags natürlicher Kohlenstoffsenken) gegenüber 1990 reduziert werden. Die deutsche Energiewirtschaft arbeitet seit vielen Jahren konsequent auf die Klimaneutralität hin und hat mit erheblichen Investitionen große Fortschritte erzielt. Die Einigung auf ein Emissionsredukti-onsziel von 90 Prozent für das Jahr 2040 ist ein weiterer wichtiger Schritt auf diesem Weg.\r\nFür Sommer und Herbst 2026 plant die Europäische Kommission Gesetzgebungsvorschläge zur entsprechenden Anpassung der EU-Ziel- und Maßnahmenarchitektur zur Erreichung des 2040-Ziels, voraussichtlich geltend für die Zeit nach 2030. Damit tritt die europäische Klimapolitik in eine neue Phase ein: Es geht nicht um eine erneute Debatte über die Ambitionshöhe, sondern um die kohärente Weiterentwicklung der bestehenden Instrumente im Lichte des 2040-Ziels.\r\nDas Fit-for-55-Paket hat bis 2030 eine sehr detaillierte Ziel- und Maßnahmenarchitektur etab-liert. Quoten, Unterziele und zahlreiche Einzelvorgaben haben Investitionssicherheit gegeben und Innovationen angestoßen. Gleichzeitig wurden hohe Komplexität, Bürokratie und teil-weise Widersprüche zwischen Vorgaben erzeugt.\r\nZwischenzeitlich haben sich die Rahmenbedingungen grundlegend verändert: Die wesentli-chen Sektoren unterliegen, wenn das Emissionshandelssystem (ETS) 2 umgesetzt sein wird, einer EU-weiten CO₂-Bepreisung, Erneuerbare Energien sind in etlichen Ländern systemprä-gend, Elektrifizierung und Moleküle ergänzen sich in der Transformation. Gleichzeitig haben sich die geopolitischen und geoökonomischen Rahmenbedingungen deutlich verschoben. Wettbewerbsfähigkeit, Standortsicherung und Resilienz sind zentrale Bewertungskriterien für die Ausgestaltung des Post-2030-Rahmens.\r\nVor diesem Hintergrund sollte die EU-Klimaschutzarchitektur durch folgende Leitlinien geprägt sein:\r\n1.\r\nETS als Rückgrat der Klimaschutzarchitektur: Das Klimaziel 2040 und der Pfad zur Kli-maneutralität sollten in erster Linie über einen verlässlichen Minderungspfad und ei-nen funktionsfähigen CO2-Preis im ETS 1 und ETS 2 umgesetzt werden. Die Weiterent-wicklung des ETS 1 darf Investitionssicherheit sowie die Wirtschaftlichkeit bereits ge-planter und realisierter Transformationsinvestitionen nicht beeinträchtigen. Gleichzei-tig müssen die mit der CO2-Bepreisung für die Industrie verbundenen Herausforderun-gen berücksichtigt werden.\r\n2.\r\nZielarchitektur konsolidieren und Unterziele gezielt einsetzen: Die hohe Regelungs-dichte des Fit-for-55-Rahmens sollte nach 2030 in eine kohärente und vereinfachte\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 5 von 27\r\nArchitektur überführt werden. Unterziele und Detailvorgaben sind nur dort beizube-halten, wo sie für Investitionssicherheit und Transformationsgeschwindigkeit unab-dingbar sind, insbesondere gilt dies für das übergeordnete Erneuerbare-Energien-Ziel oder für Ziele zum Einsatz von Wasserstoff.\r\n3.\r\nErgänzende Instrumente zur Absicherung der Zielerreichung: Begrenzte, qualitätsgesi-cherte Flexibilitätsoptionen wie CO₂-Entnahmen und internationale Gutschriften kön-nen zur Absicherung beitragen. Diese Instrumente dürfen die innereuropäische Emis-sionsminderung nicht ersetzen oder verzögern.\r\n4.\r\nElektrifizierung und klimaverträgliche Moleküle als komplementäre Transformations-pfade: Die Dekarbonisierung erfordert sowohl eine konsequente Direktelektrifizierung als auch den Einsatz klimaverträglicher Moleküle, insbesondere in schwer elektrifizier-baren Anwendungen. Beide Pfade sind komplementär und systemisch zu integrieren.\r\nDie anstehenden Gesetzgebungsvorhaben, insbesondere die Revision des EU-Emissionshan-delssystems ETS 1 sowie die Einführung des ETS 2, die Weiterentwicklung des europäischen Rahmens für CO₂-Management und CO₂-Entnahmen, die Überarbeitung der Governance- Verordnung sowie Anpassungen in den Bereichen Erneuerbare Energien und Energieeffizienz, bieten die Gelegenheit, eine konsistente Systemarchitektur zu etablieren, die Klimaschutz, Wettbewerbsfähigkeit und Versorgungssicherheit zusammendenkt.\r\nFür eine erfolgreiche Energiewende, einschließlich des für die Dekarbonisierung des Gassek-tors erforderlichen Hochlaufs der Wasserstoffwirtschaft, sind eine Reihe weiterer bürokratie-armer und den Hochlauf unterstützender Rahmenbedingungen erforderlich. Dieses Positions-papier fokussiert auf die unmittelbaren klimapolitischen Vorgaben und Instrumente. Mit ihm legt der BDEW zentrale Leitlinien für die Ausgestaltung des europäischen Klimarahmens nach 2030 vor.\r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (BDEW) vertritt die Interessen von mehr als 2.000 Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft in Deutschland. Er wird sich auf Basis des vorliegenden Papiers in den Konsultationen zur EU-Klimaschutzarchitektur im Jahr 2026 konstruktiv einbringen.\r\n2 Zusammenfassung\r\nDer BDEW unterstützt die bestehenden europäischen Klimaschutzziele. Maßstab für den BDEW ist das deutsche Klimaschutzgesetz mit einem Emissionsreduktionsziel von minus 88 Prozent bis 2040 gegenüber 1990 ohne Senken und internationale Flexibilitäten.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 6 von 27\r\n›\r\nDie Lastenteilungsverordnung (ESR) sollte nach 2030 grundlegend reformiert werden. ETS-erfasste Sektoren dürfen nicht mehr unter die ESR fallen, für Deutschland darf keine stär-kere Belastung als beim deutschen Klimaziel erfolgen.\r\nDer Emissionshandel muss das zentrale Steuerungsinstrument bleiben. Dafür braucht es ei-nen verlässlichen industrieverträglichen Cap-Pfad und einen funktionsfähigen CO₂-Preis in li-quiden Märkten, um die Lenkungswirkung in Richtung Dekarbonisierung zu erhalten. Wettbe-werbsfähigkeit und Carbon-Leakage-Schutz müssen gewährleistet werden. Bereits getätigte Transformationsinvestitionen dürfen nicht entwertet werden.\r\n›\r\nUm das 2040-Ziel zu erreichen, müssen wichtige Parameter der EU-Klimaschutzarchitektur wie u. a. der ETS 1, ein funktionierender Carbon-Leakage-Schutz, inklusive eines wirksamen Grenzausgleichsmechanismus/Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), aber auch der ETS 2, so sichergestellt werden, dass Wettbewerbsfähigkeit und Leistbarkeit seitens der Bürger und der Wirtschaft gewährleistet sind.\r\n›\r\nFür internationale Gutschriften müssen anspruchsvolle, rechtssichere Kriterien gelten. Sie sind als Sicherheitsnetz für die Absicherung der Klimaschutzziele zu verstehen und dürfen nicht dazu führen, dass eingeschlagene Transformationspfade in Frage gestellt, verlang-samt oder anderweitig beeinträchtigt werden.\r\n›\r\nNegativemissionen und CO2-Management sind perspektivisch erforderlich, um insbeson-dere unvermeidbare Restemissionen abzusichern und die Klimaneutralität zu erreichen. Dabei sind strenge Qualitätskriterien anzulegen. Eine Integration in den ETS ist zu prüfen.\r\n›\r\nAus Sicht des BDEW sollte eine Erweiterung des ETS-Systems auf zusätzliche Sektoren und Prozesse vorrangig gegenüber einer Aufweichung des Cap oder des Reduktionspfads ge-prüft werden.\r\n›\r\nDarüber hinaus sollte die EU-Kommission ihre Anstrengungen für ein Linking mit vergleich-baren „Cap & Trade“ Systemen anderer Länder und Regionen im Einklang mit Artikel 25 der ETS-Richtlinie deutlich verstärken und damit auch die Harmonisierung globaler Anstren-gungen vorantreiben.\r\n›\r\nDer ETS 2 darf nicht weiter verzögert werden und muss spätestens 2028 EU-weit vollstän-dig und einheitlich starten. Zusätzliche Verzögerungen oder Fragmentierungen würden Wirksamkeit und Binnenmarkt gefährden. Preisstabilisierung muss strikt regelbasiert, transparent und mengenbegrenzt sein. Soziale Abfederung soll vor allem über die zielge-richtete Verwendung der Einnahmen und den Klimasozialfonds erfolgen, nicht über eine dauerhafte Schwächung des CO₂-Preissignals.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 7 von 27\r\nEin verbindliches EU-Erneuerbaren-Gesamtziel bleibt nach 2030 ein zentraler Investitionsan-ker und stärkt Resilienz und Souveränität. Strom aus erneuerbaren Quellen kann die Resilienz des Energiesystems stärken, Treibhausgasemissionen und Energiekosten senken und die Ener-gieeffizienz langfristig erhöhen. Gleichzeitig sollte die Zielarchitektur entschlackt werden, um unnötige Komplexität und Regulierungslast zu senken und Unternehmen mehr Flexibilität bei der Umsetzung zu geben. Unterziele sollten nur dort verbindlich fortgeführt werden, wo sie für die Planungs- und Investitionssicherheit einen klaren Mehrwert liefern.\r\n›\r\nDirektelektrifizierung ist zentrale „No-regret-Option“ zur Emissionsminderung. Dazu braucht es geeignete Reformen für wettbewerbsfähige Strompreise, die Steuern, Abgaben und Umlagen konsequent senken. Gleichzeitig ist an vielen Stellen, etwa aufgrund stoffli-cher Anforderungen, logistischer Restriktionen oder begrenzter Netzkapazitäten, der Ein-satz von Molekülen effizient und teilweise dauerhaft unabdingbar. Elektrifizierung und Mo-leküle sind daher keine Gegensätze, sondern komplementäre Elemente eines integrierten Energiesystems.\r\n›\r\nFür eine nachhaltige und kosteneffiziente Transformation sind erneuerbare und kohlen-stoffarme Gase wichtige Bausteine. Grüner und kohlenstoffarmer Wasserstoff sowie Bio-gas und Biomethan sind dort unverzichtbar, wo direkte Elektrifizierung an Grenzen stößt. Dafür müssen Regulierung und Rahmenbedingungen für grünen und kohlenstoffarmen Wasserstoff so angepasst werden, dass Investitionssicherheit entsteht.\r\n›\r\nVerbindliche Elektrifizierungsquoten lehnt der BDEW aufgrund von methodischer Unklar-heit, neuer Zielkonflikte und Bürokratie ab.\r\n›\r\nEnergieeffizienz bleibt eine wichtige Säule der Dekarbonisierung, der BDEW spricht sich jedoch gegen bindende Ziele und somit für eine indikative Fortführung aus. Die EU-Ener-gieeffizienzrichtlinie (EED) ist entsprechend zu vereinfachen.\r\n›\r\nEin Erneuerbaren-dominiertes System braucht mehr flexible Erzeugung, Last, Speicher und systemdienliche Technologien. Wo Marktpreise nicht reichen, sind wettbewerbliche, technologieneutrale Kapazitätsmechanismen möglich. Elektrolyseure bilden einen wichti-gen Eckpfeiler der Flexibilität des Energiesystems.\r\nAnpassungen der Flottengrenzwerte dürfen nicht die Investitionssicherheit gefährden. Eine kohärente Paketlösung mit klarer Priorität für die Elektromobilität ist aus BDEW-Sicht der rich-tige Ansatz. Der Kommissionsvorschlag zu einer Regulierung für saubere Unternehmensflotten kann hier ein wichtiger Baustein sein.\r\nMit der stärkeren Rolle von ETS 1 und ETS 2 sinkt die Notwendigkeit paralleler Emissionssteue-rung über die ESR. Nationale Energie- und Klimapläne (NECPs) sollten im Rahmen der\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 8 von 27\r\nGovernance-Verordnung zwar weiter als Instrument verankert sein, jedoch optimiert und eu-ropaweit möglichst harmonisiert werden.\r\n3 Klimagesetz\r\n3.1 Klimaziel 2040\r\nDer BDEW unterstützt die europäischen Klimaschutzziele. Maßstab ist dabei das deutsche Kli-maschutzgesetz mit seiner Zielvorgabe von minus 88 Prozent bis 2040 (ohne Senken und in-ternationale Flexibilitäten).\r\nDer Erhalt und die Stärkung der industriellen Wettbewerbsfähigkeit müssen dabei zentraler Parameter sein. Der Fokus muss auf konkreten Maßnahmen sowie auf Planungs- und Investiti-onssicherheit in einem funktionierenden Markt liegen, nicht auf permanent neuen Zieldebat-ten. Das bedeutet zum einen, dass Revisionsklauseln nicht dazu genutzt werden dürfen, die Ambitionshöhe des Ziels fortlaufend infrage zu stellen. Es bedeutet zum anderen auch, dass es keinesfalls zu einer weiteren Verschiebung von Emissionsminderungsanforderungen auf die ETS 1 Sektoren mangels Zielerfüllung anderer Sektoren kommen darf. Ein Review muss klaren und im Voraus bekannten Kriterien folgen, sich auf robuste wissenschaftliche Erkenntnisse stützen und vorrangig dazu dienen, Instrumente und Maßnahmen anzupassen, statt die grundlegenden Zielgrößen zu verändern und damit Unsicherheiten zu schüren. Es ist somit in-strumenten-, nicht zielbezogen auszugestalten. Nur wenn Richtung und Ambitionsniveau des Klimaziels verlässlich sind, können Unternehmen langfristige Investitionen planen und Trans-formationspfade stabil umsetzen.\r\n3.2 ESR: Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030\r\nDas europäische Klimagesetz sieht vor, dass Kosteneffizienz und Solidarität als Teil der Ziele und Anstrengungen der Mitgliedstaaten für die Zeit nach 2030 unter Berücksichtigung der je-weiligen nationalen Gegebenheiten bei der Fortführung der Effort Sharing Regulation (ESR) zu berücksichtigen sind.\r\nMit der Einführung des ETS 2 ab 2028 verbleiben lediglich die Sektoren Landwirtschaft (welche im Wesentlichen durch die LULUCF-Regulierung abgedeckt wird) und „Sonstige“ als wesentli-cher Regelungsinhalt für die ESR. Aus Sicht des BDEW sollte idealerweise mit Einführung des ETS 2, spätestens jedoch ab 2030, die ESR – wenn überhaupt – nicht in der bestehenden Form mit einzelspezifischen Mitgliedstaatenvorgaben fortgeführt werden. Sollte eine Fortführung der bestehenden Systematik dennoch erfolgen, so sind folgende Aspekte für die Zeit nach 2030 zwingend zu berücksichtigen:\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 9 von 27\r\n1.\r\nEs darf keine automatische „proportionale“ Fortschreibung der Mitgliedstaatenziele der ESR für 2030 bis 2040 zu Lasten Deutschlands erfolgen.\r\n2.\r\nEs ist eine Neubewertung der Vermeidungskosten und -potenziale in den Mitgliedstaa-ten und des Konzepts von „Kosteneffizienz und Solidarität“ nach geltender ESR für die Zeit nach 2030 erforderlich.\r\n3.\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\n4.\r\nVom ETS 2 erfasste Brennstoffemissionen sind aus dem ESR-Anwendungsbereich (un-ter Berücksichtigung des nationalen Opt-in weiterer Emissionen) herauszunehmen.\r\n5.\r\nDer Brennstoffeinsatz in landwirtschaftlichen Feuerungsanlagen sollte EU-weit in das ETS 2 aufgenommen werden.\r\n6.\r\nEs ist ein kohärenter EU-weiter Ansatz zur Emissionsminderung in der Abfallwirtschaft (einschließlich Abfallverbrennung) ohne Carbon-Leakage-Risiko und Fehlanreizen für Deponierung erforderlich.\r\n7.\r\nAnstelle einer „residualen ESR“ sollten die nicht von der EU-weiten CO₂-Bepreisung er-fassten Emissionen verstärkt über komplementäre EU-weite Instrumente adressiert werden (technische Standards, Agrarpolitik, Kreislaufwirtschaft etc.).\r\n8.\r\nDas Ziel der Klimaneutralität erfordert eine frühe EU-weite Integration von Negative-missionen in Form von Carbon Removal Credits (CDR) von Anlagen mit einer dauerhaf-ten Speicherung des CO2 in das ETS sowie weitere unterstützende Maßnahmen, u. a. der Integration von Emissionsvermeidungszertifikaten, um den Hochlauf der Technolo-gien sicherzustellen.\r\n3.3 Internationale Gutschriften\r\nEin zentrales Element der Änderung des Europäischen Klimagesetzes ist die geplante Nutzung Art.-6.4(PA)-konformer internationaler Gutschriften als eine ergänzende Absicherung inner-halb des bestehenden Zielrahmens. Diese Gutschriften beruhen auf Emissionsminderungen oder zusätzlichen Entnahmen in anderen Teilen der Welt und können dazu genutzt werden, THG-Emissionen in der EU auszugleichen. Vorgesehen ist, dass für das europäische 2040-Ziel internationale Gutschriften bis zu einem Umfang von 5 Prozentpunkten der Netto-Emissionen der EU im Jahr 1990 auf die europäischen Emissionsminderungsziele bis 2040 bzw. die Minde-rungsanstrengungen der Mitgliedstaaten angerechnet werden können.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 10 von 27\r\nInternationale Gutschriften können zu einer global tieferen Durchdringung von Klimaschutz-maßnahmen und in der Folge -ambitionen führen. Angesichts der Erfahrungen mit früheren Mechanismen müssen diese Gutschriften anspruchsvoll, rechtssicher und überprüfbar sein. Zertifikate mit minderer Qualität dürfen die tatsächliche Transformation in der EU nicht ver-drängen, sondern dienen als Sicherheitsnetz für schwer oder nicht vermeidbare Emissionen.\r\nArtikel 6 des Pariser Abkommens bietet eine geeignete Grundlage für einen neuen Anlauf. Ausgehend von der Beschlusslage der COP 29 und der daran anknüpfenden weiteren Ausar-beitung der Umsetzungsregeln im Rahmen der internationalen Verhandlungen kann eine sig-nifikante europäische Nachfrage den entscheidenden Hebel für den Hochlauf eines solchen internationalen Kohlenstoffmarktes insbesondere für hochwertige und rechtssichere Sen-kenzertifikate bilden.\r\nDer BDEW steht der Anrechenbarkeit internationaler Gutschriften unter den folgenden Vo-raussetzungen offen gegenüber:\r\n1.\r\nDie Nutzung internationaler Projektgutschriften durch die EU-Kommission oder die Mitgliedstaaten sollte vorrangig der Zielerreichung dienen und optimal erst nach Aus-schöpfen aller inländischen Flexibilitäten ermöglicht werden („Sicherheitsnetz“).\r\n2.\r\nEine Nutzung von internationalen als auch heimischen Gutschriften im ETS darf nicht zu einer faktischen Aufweichung von Cap und Reduktionspfad führen. Nur so kann ein fairer Wettbewerb zwischen Maßnahmen sichergestellt werden, die innerhalb und au-ßerhalb der EU realisiert werden.\r\n3.\r\nEine Anrechnung sollte nicht nur bis 2040, sondern auch über 2040 hinaus zur Absiche-rung des Pfades hin zum Klimaneutralitätsziel vorgesehen werden.\r\n4.\r\nDie Einbindung von Gutschriften darf nicht dazu führen, dass eingeschlagene Transfor-mationspfade in der Industrie hin zu Wasserstoff in Frage gestellt, verlangsamt oder anderweitig beeinträchtigt werden.\r\n5.\r\nEine faire Allokation des Beitrags bzw. der Nutzung über alle Sektoren und Mitglied-staaten einschließlich CO₂-Märkte sowie Land-, Abfall- und Abwasserwirtschaft ist vor-zunehmen.\r\n6.\r\nAls mögliche Kriterien für die Hochwertigkeit sollte für dauerhafte Kohlenstoffsenken 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- Mechanismus genutzt werden.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 11 von 27\r\n7.\r\nBei der Überprüfung, Nachjustierung und Umsetzung der einschlägigen Rechtsvor-schriften und europäischen Klimaschutzinstrumente sollte keine ex-ante Berücksichti-gung des möglichen Beitrags internationaler Projektgutschriften erfolgen.\r\n8.\r\nIn Ergänzung hierzu sind stabile Energiepartnerschaften zur Verwirklichung bilateraler Projekte erforderlich (z. B. im Gas- und Wasserstoffsektor).\r\nDie Nutzung von internationalen Gutschriften zur Erfüllung der Abgabeverpflichtung im EU-ETS sollte daher nur bei der anstehenden Überarbeitung der Emissionshandelsrichtlinie (Richt-linie 2003/87/EG) Berücksichtigung finden, wenn die zuvor genannten Kriterien eingehalten werden.\r\nDie konkrete Ausgestaltung, zeitliche Staffelung und Anrechenbarkeit internationaler Gut-schriften sollte detailliert geprüft werden. Der BDEW wird sich im Konsultationsverfahren zur Einbeziehung internationaler Gutschriften zur Erfüllung der 2040-Zielvorgabe für strenge Qua-litätskriterien, eine klare Obergrenze und die Wahrung der Transformationsanreize einsetzen. Er hat dazu im Rahmen seiner Stellungnahme zum Vorschlag der EU-Kommission zur Ände-rung der Verordnung (EU) 2021/1119 („EU Climate Law“) und Einführung eines Zwischenziels für die Treibhausgasminderung für das Jahr 2040 erste Voraussetzungen skizziert.\r\n4 Emissionshandelssystem (ETS)\r\nDer ETS ist das zentrale marktwirtschaftliche Instrument zur Erreichung der Klimaziele der EU. ETS 1 für große ortsfeste Energie- und Industrieanlagen sowie Flug- und Seeverkehr und der neue ETS 2 für Brennstoffemissionen in Gebäuden, Verkehr und kleineren Anlagen bilden ge-meinsam das Rückgrat der europäischen CO₂-Bepreisung. Mit Blick auf das Klimaziel 2040 und die Klimaneutralität bis 2050 wird ihre Bedeutung weiter zunehmen.\r\nGleichzeitig wächst der politische Druck auf den CO₂-Preis. Steigende Wettbewerbsherausfor-derungen für energieintensive Branchen, soziale Fragen der Belastung von Haushalten und Unternehmen sowie die anstehende Verschärfung der Cap-Pfade und das Auslaufen der freien Zuteilung in CBAM-Sektoren führen zu Forderungen nach Reformen.\r\nDer BDEW setzt sich konsequent für den Fortbestand und die Integrität von ETS 1 und ETS 2 ein. Aus Sicht der Energiewirtschaft müssen beide Systeme auch nach 2030 die zentralen Steu-erungsinstrumente der europäischen Klimapolitik bleiben. Die perspektivische Zusammenfüh-rung von ETS 1 und ETS 2 sollte geprüft werden.\r\nAnpassungen sind dort erforderlich, wo kurzfristige Überlastungen einzelner Branchen drohen oder soziale und regionale Verwerfungen abgemildert werden müssen. Klimaschutz, Wettbe-werbsfähigkeit und Versorgungssicherheit müssen daher gemeinsam gedacht werden.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 12 von 27\r\nGleichzeitig sollte sichergestellt bleiben, dass die klimapolitische Lenkungswirkung des CO₂-Preises bestehen bleibt, die Investitionssicherheit der Energiebranche nicht untergraben oder die Finanzierung der Transformation über die Erlöse aus dem Zertifikatehandel dauerhaft aus-gehöhlt werden.\r\n4.1 ETS 1\r\nIm Rahmen der Revision des ETS 1 im Jahr 2026 sollte dessen Beitrag zur Erreichung der Klima-schutzziele 2040 und 2050 langfristig und verbindlich festgelegt werden. Die im europäischen Klimagesetz und nationalen Energie- und Klimaplänen (NECPs) verankerten Zwischenziele kön-nen nur erreicht werden, wenn Unternehmen in der Energie- und Industriebranche auf einen berechenbaren CO₂-Preis vertrauen können.\r\nViele Investitionen in neue Erzeugungskapazitäten, Netze, Wasserstoff und industrielle Dekar-bonisierung wurden bereits im Vertrauen auf ein nachhaltiges und ambitioniertes Preissignal getätigt. Eine grundlegende Schwächung des ETS 1, wie beispielsweise durch eine Ausweitung des Emissionsbudgets, würde diese Investitionen entwerten, deren Wirtschaftlichkeit beein-trächtigen und die Transformationspfade in Richtung 2040 unsicher machen.\r\nGleichzeitig müssen die mit der CO2-Bepreisung für die Industrie verbundenen Herausforde-rungen berücksichtigt werden. Ziel muss es sein, Carbon Leakage und abrupte industriepoliti-sche Verwerfungen zu vermeiden, ohne die Zielerreichung 2040/2050 oder die Investitionssi-cherheit zu beeinträchtigen.\r\nDer BDEW setzt sich dafür ein, dass Anpassungen zielgenau, industriepolitisch klug und ver-hältnismäßig erfolgen und sich an den übergeordneten Zielen für 2040 und 2050 ausrichten. Notwendig sind Lösungen für besonders belastete Branchen und Regionen, ohne die Integrität des Gesamtsystems in Frage zu stellen oder die Verantwortung für Emissionsminderungen in andere Sektoren zu verschieben.\r\n4.1.1 Cap, Reduktionspfad und Markstabilität\r\nDer heutige Reduktionspfad im ETS 1 sieht vor, dass ab etwa 2038 bis 2040 keine neuen Zerti-fikate für ortsfeste Anlagen mehr ausgegeben werden. Gleichzeitig werden freie Zuteilungen in den CBAM-Sektoren bis 2034 schrittweise abgebaut. Damit ist eine deutliche Verschärfung der Angebotslage im ETS 1 mit Folgen für die Amortisierung von Investitionen in Großanlagen absehbar. Es ist vor diesem Hintergrund nachvollziehbar, dass eine gewisse Liquidität auch über diesen Zeitraum hinaus gewährleistet werden muss.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 13 von 27\r\nDer lineare Reduktionsfaktor (LRF) stellt dabei einen zentralen Stabilitätsanker des EU-ETS dar. Er gewährleistet langfristige Planungssicherheit und bildet einen wesentlichen Investitionsrah-men für die Dekarbonisierung von Energie- und Industrieanlagen.\r\nGleichzeitig ist im Lichte des 2040-Ziels und der auslaufenden freien Zuteilung zu prüfen, wie ein industriell tragfähiger Übergang in die Phase nach 2039 gestaltet werden kann, ohne die Integrität und Lenkungswirkung des Systems zu gefährden. Deshalb sollte im Rahmen der EU-ETS-Revision 2026 ergebnisoffen geprüft werden, wie ein industrieverträglicher Cap-Pfad und ausreichende Liquidität über 2039 hinaus gesichert werden können. Hierzu kommen grund-sätzlich die im Klimaziel 2040 bereits genannten Möglichkeiten der Anrechnung von Negative-missionen und internationalen Gutschriften für ETS-Sektoren und eine Weiterentwicklung des Reduktionspfades nach 2030 sowie eine Verlängerung der freien Zuteilung für abwanderungs-gefährdete Industrie in Frage.\r\nAnpassungsbedarf besteht zudem vor allem bei der Ausgestaltung der Marktstabilitätsreserve und der Übergangsphase beim Auslaufen freier Zuteilungen. Die Marktstabilitätsreserve soll einerseits übermäßige Preisvolatilität begrenzen, andererseits darf sie nicht dazu genutzt wer-den, dauerhaft zusätzliche Zertifikatemengen in den Markt zu geben und damit die Lenkungs-wirkung des ETS 1 zu verwässern.\r\nFür die Energiewirtschaft ist Planbarkeit entscheidend. Veränderungen von Cap, Reduktions-pfad und Marktstabilitätsreserve sollten nur auf Basis transparenter Kriterien, mit ausreichen-der Vorlaufzeit und nach sorgfältiger Folgenabschätzung und Konsultation erfolgen. Dabei sind Instrumente der Mengensteuerungen direkten Preiseingriffen in jedem Fall vorzuziehen.\r\n4.1.2 Wettbewerbsfähigkeit und Carbon-Leakage-Schutz: ein funktionaler CBAM\r\nDie Wettbewerbsfähigkeit der energieintensiven Industrie und der Schutz vor Carbon Leakage sind zentrale Voraussetzungen für die Akzeptanz eines ambitionierten ETS 1. In vielen Sekto-ren stehen Unternehmen im internationalen Wettbewerb mit Produzenten, die keinen oder nur einen sehr niedrigen CO₂-Preis tragen. Wenngleich der europäische ETS bereits zur Einfüh-rung und Weiterentwicklung von CO2-Preissystemen in anderen Ländern beigetragen hat, lie-gen die dortigen Preise für Emissionszertifikate zumeist unterhalb des Preises im ETS 1.\r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, die Mechanismen für den Carbon-Leakage-Schutz so auszu-gestalten, dass sie den Transformationsdruck aufrechterhalten und gleichzeitig Verlagerungen von Produktion und Emissionen verhindern. Ein funktionaler CBAM muss sicherstellen, dass Unterstützung zielgenau bei den tatsächlich exponierten Unternehmen ankommt, an ambitio-nierte Benchmarks anknüpft und Investitionen in Dekarbonisierung belohnt, statt zu verzö-gern. Überkompensation und Fehlanreize zur Fortsetzung fossiler Produktionsweisen sind zu vermeiden.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 14 von 27\r\nDazu gehören auch die bekannten Instrumente:\r\n1.\r\nFreie Zuteilung und CBAM Die schrittweise Verringerung der freien Zuteilung für CBAM-Sektoren erhöht den An-passungsdruck. Eine begrenzte Verlängerung der freien Zuteilung oder ein zeitweises Aussetzen bzw. „Einfrieren“ des CBAM-Faktors kann geprüft werden, damit – solange der CBAM noch nicht verlässlich wirkt – die Wettbewerbsfähigkeit europäischer Unter-nehmen aufrechterhalten bleibt. Dies muss jedoch transparent konditioniert werden.\r\n2.\r\nStrompreiskompensation Die im ETS-Recht vorgesehene Kompensation indirekter CO2-Kosten über den Strom-preis bleibt für besonders stromintensive Branchen von hoher Bedeutung. Angesichts zunehmender Elektrifizierung in vielen Wertschöpfungsketten sollte sie über 2030 hin-aus fortgeführt und an die Transformationspfade angepasst werden. Wichtig ist eine Ausweitung auf zusätzliche, tatsächlich stromintensive Produkte sowie eine ausrei-chende Finanzierung aus den Versteigerungserlösen. Bei langfristiger Planbarkeit kann die Strompreiskompensation einen wichtigen Impuls für Investitionen in die industri-elle Elektrifizierung setzen. Wird sie jedoch nur jährlich und abhängig von der jeweili-gen Haushaltslage der Mitgliedstaaten verlängert, verliert dieser Anreizeffekt weitge-hend seine Wirkung.\r\n3.\r\nKonditionierte Unterstützung und Förderinstrumente Flankierend zum ETS 1 können vereinzelt zielgerichtete Förderinstrumente wie Carbon Contracts for Difference oder europäische Dekarbonisierungsfonds sinnvoll sein. Ein funktionaler CBAM ergänzt diese Instrumente und stellt sicher, dass Carbon-Leakage-Schutz eng mit der tatsächlichen Transformation der betroffenen Branchen verknüpft wird.\r\nEntscheidend ist vor allem, dass Maßnahmen zur Sicherung der Wettbewerbsfähigkeit und zur Vermeidung von Carbon Leakage nicht zu Lasten der Lenkungswirkung des ETS 1 gehen und die Investitionssignale für die Energiewirtschaft nicht untergraben.\r\n4.1.3 Erweiterung des Anwendungsbereichs und der Marktliquidität\r\nEine weitere Stellgröße für die Zukunft des ETS 1 ist sein Anwendungsbereich. Aus Sicht des BDEW sollte eine Erweiterung des Systems auf zusätzliche Sektoren und Prozesse vorrangig gegenüber einer Aufweichung des Cap oder des Reduktionspfads geprüft werden. Ein größe-res, breiteres System erhöht die Marktliquidität und kann Emissionsminderungen dort anrei-zen, wo sie kosteneffizient möglich sind.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 15 von 27\r\nEin relevanter Bereich, für den die EU-Kommission die Einbeziehung bis zum Sommer 2026 prüft, ist die Abfallwirtschaft. Die perspektivische Einbeziehung von Siedlungsabfallverbren-nungsanlagen in das ETS 1 kann sinnvoll sein, wenn sie EU-weit koordiniert erfolgt, Carbon-Leakage-Risiken angemessen adressiert und Fehlanreize zur Deponierung vermieden werden. Zu beachten ist, dass Abfallverbrennungsanlagen überwiegend unvermeidbare, nicht recycel-bare Abfälle mit nur begrenzt beeinflussbarem Heizwert behandeln. CO₂-Minderungspotenzi-ale und damit die Lenkungswirkung des ETS 1 sind daher gering, weshalb zudem klare Regeln zur Anrechnung von Negativemissionen aus CO₂-Entnahmeprojekten auf die Abgabepflicht nö-tig sind. Ein solcher Ansatz müsste also eng mit Abfallhierarchie, Kreislaufwirtschaftspolitik und nationalen Regulierungen verzahnt werden. Detailliert hat der BDEW sich in der BDEW-Stellungnahme zur Einbeziehung der Abfallverbrennung positioniert.\r\nDarüber hinaus sollte die EU-Kommission ihre Anstrengungen für ein Linking mit vergleichba-ren „Cap & Trade“ Systemen anderer Länder und Regionen (z. B. Großbritannien) im Einklang mit Artikel 25 der ETS-Richtlinie deutlich erhöhen. Hierdurch könnten langfristige internatio-nale Partnerschaften gefördert, der Emissionshandel auf globaler Ebene strategisch gestärkt, sowie auch die Harmonisierung globaler Anstrengungen vorangetrieben werden. Die Integrität und klimapolitische Ambition des ETS darf jedoch nicht beeinträchtigt werden.\r\n4.1.4 Integration von Negativemissionen in den ETS 1\r\nAufgrund der jährlich sinkenden Emissionsobergrenzen würden unter der derzeitigen Rechts-lage im Zeitraum von 2038 bis 2040 keine neuen Emissionszertifikate für den Emissionshandel für ortsfeste Anlagen (ETS 1) und ab etwa 2045 für den Brennstoffemissionshandel (ETS 2) mehr ausgegeben werden. Vor diesem Hintergrund sollten ETS-Unternehmen CO₂-Entnahme-zertifikate zur Erfüllung ihrer Verpflichtungen nutzen dürfen, um damit Anreize für Investitio-nen in Technologien zur CO₂-Entnahme zu setzen, deren Umsetzung einen entsprechenden zeitlichen Vorlauf erfordert. Damit die Transformation auch in schwer zu vermeidbaren Sekto-ren erfolgreich sein kann, bedarf es außerdem eines klaren und einheitlichen regulatorischen Zertifizierungsrahmen für naturbasierte und industrielle Senken wie DACCS und BioCCS. Er muss klare Berechnungsgrundlagen sowie eine transparente und verlässliche Überwachung, Berichterstattung und Prüfung dauerhaft entfernter Kohlenstoffmengen sicherstellen. Die An-erkennung und Ermöglichung von CCU bspw. im Rahmen der Siedlungsabfallverbrennung (bspw. Herstellung von synthetischem Naphtha) durch Anerkennung als „(temporäre) Nega-tivemissionen“ muss dabei mitbeachtet werden.\r\nZiel einer Weiterentwicklung des ETS kann – auch unter den Aspekten der Technologieoffen-heit und Innovationsförderung – nicht zuletzt darin liegen, die Nutzung von CO2 als Rohstoff über die bereits vorgesehenen Tatbestände des Artikels 12 3b) der ETS-Richtlinie hinaus\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 16 von 27\r\nanzureizen. Dies kann beispielsweise die temporäre Bindung von CO2 in einem Produkt bzw. die stoffliche Nutzung als Kohlenstoff-Feedstock in der chemischen Industrie umfassen. Eine solche Kreislaufwirtschaft kann „auf der Zielgeraden“ des Dekarbonisierungspfades einen wichtigen Beitrag zur Klimaneutralität leisten.\r\nDie in Kapitel 3.3 hinsichtlich der Einbindung von Senken und internationalen Gutschriften for-mulierten Grundsätze gelten auch für eine mögliche Nutzung im ETS 1.\r\n4.2 ETS 2\r\nDer ETS 2 ist der zentrale Baustein der europäischen CO₂-Bepreisung für Brennstoffemissionen in Gebäuden, Verkehr und kleineren Energie- und Industrieanlagen. Es soll die bisherige Mi-schung aus nationalen Systemen und ordnungsrechtlichen Vorgaben ablösen und so ein ein-heitlicheres Preissignal in der EU schaffen.\r\n4.2.1 Vollständige und einheitliche Einführung des ETS 2 in der EU\r\nDie Trilogeinigung zum europäischen Klimaziel 2040 sieht eine Verschiebung des Starts des ETS 2 um ein Jahr auf 2028 vor. Außerdem hat die EU-Kommission eine Reihe von Maßnahme zur CO2-Preisdämpfung vorgelegt. Der BDEW hat sich im Vorfeld für einen planmäßigen Start des ETS 2 ab 2027 ausgesprochen. Die nun beschlossene Verschiebung um ein Jahr soll Mit-gliedstaaten zusätzlichen zeitlichen Spielraum schaffen, um die europäischen Rechtsgrundla-gen umzusetzen und zusätzliche flankierende Maßnahmen in den ETS 2-Sektoren auf den Weg zu bringen. Insbesondere sollte auch eine frühzeitige Versteigerung von ETS 2-Zertifikaten Anfang 2027 auf den Weg gebracht werden, um frühzeitige Preissignale für die Marktteilneh-mer zu erreichen.\r\nDeutschland hat die Anforderungen der ETS-Richtlinie durch Anpassungen des Treibhaus-gasemissionshandelsgesetzes im Februar 2025 umgesetzt. In mehreren Mitgliedstaaten steht dies noch aus. Damit ein europäischer Emissionshandel funktionieren kann, ist er auf eine EU-weite, einheitliche Umsetzung angewiesen. Nur so kann sich der ETS 2-Markt mit den richti-gen Preissignalen etablieren. Aus Sicht des BDEW würde eine noch weiter verzögerte oder re-gional differenzierte Einführung des ETS 2 die klima- und energiepolitische Wirksamkeit des Systems erheblich schwächen und zu Wettbewerbsverzerrungen innerhalb des Binnenmarkts führen. Der BDEW setzt sich entsprechend für eine vollständige und einheitliche Einführung des ETS 2 ab 2028 in allen Mitgliedstaaten ein.\r\nNationale Besonderheiten und soziale Ausgleichsmaßnahmen sollten über die Verwendung der Einnahmen und ergänzende Instrumente adressiert werden, nicht durch eine dauerhafte Aufweichung oder Fragmentierung des Systems. Da auch kleine – im nicht nur europäischen, sondern auch internationalen Wettbewerb befindliche – Unternehmen Teil des ETS 2-\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 17 von 27\r\nGeltungsbereichs sind, sollte außerdem ein europäisch abgestimmter Carbon-Leakage-Schutz für diese Bereiche etabliert werden.\r\n4.2.2 Preisstabilität und CO₂-Preisdämpfungsmaßnahmen\r\nDie Einführung des ETS 2 betrifft unmittelbar Haushalte und kleine Unternehmen. Entspre-chend groß ist der politische Druck, starke CO₂-Preisspitzen zu vermeiden. Die EU-Kommission hat im Frühjahr auf Wunsch vieler Mitgliedstaaten Vorschläge vorgelegt, um die Preisentwick-lung zu glätten. Dazu gehören unter anderem frühzeitige Auktionen von Zertifikaten im Jahr 2027, Anpassungen der Marktstabilitätsreserve, eine Verlängerung ihrer Laufzeit über 2030 hinaus sowie ein verstärkter Preiskontrollmechanismus mit zusätzlichen Zertifikatsausschüt-tungen in den Jahren 2028 bis 2029.\r\nEine gezielte CO₂-Preisdämpfung in der Einführungsphase des ETS 2 kann in der Theorie sinn-voll sein, um Investitionsplanung und Akzeptanz zu unterstützen. Sie darf aber nicht dazu füh-ren, dass das Preissignal für mehrere Jahre faktisch außer Kraft gesetzt wird. Die vorgesehene Vervierfachung der maximalen Ausschüttungsmenge im Preiskontrollmechanismus auf bis zu 80 Millionen Zertifikate pro Jahr würde die jährliche Reduktion der Emissionsobergrenze über-steigen. Damit besteht die Gefahr, dass der Handlungsdruck zur Emissionsminderung für meh-rere Jahre weitgehend ausgesetzt und in die Zukunft verschoben wird.\r\nDer BDEW fordert, Preisdämpfungsinstrumente strikt regelbasiert, transparent und mit klaren Mengenobergrenzen auszugestalten. Dabei sind Instrumente der Mengensteuerung stets di-rekten Preiseingriffen vorzuziehen. Akzeptanz entsteht nicht durch dauerhafte Preisdecke-lung, sondern durch Transparenz, Planbarkeit und zielgerichtete Rückverteilung.\r\n4.2.3 Soziale Flankierung und Klimasozialfonds\r\nDie Bepreisung von Brennstoffen im ETS 2 wirkt direkt auf Heiz- und Kraftstoffkosten. Ohne soziale Flankierung besteht das Risiko, dass Haushalte mit geringem Einkommen und kleine Unternehmen überproportional belastet werden. Akzeptanz und politische Stabilität des Sys-tems hängen daher entscheidend von einer zielgerichteten Rückverteilung der Einnahmen ab.\r\nDer Klimasozialfonds ist das zentrale Instrument auf EU-Ebene, um diese Dimension zu adres-sieren. Seine Mittel sollen Maßnahmen finanzieren, die Haushalte und Kleinstunternehmen entlasten und zugleich Investitionen in Effizienz und klimafreundliche Technologien anstoßen, zum Beispiel Gebäudesanierung, Wärmepumpen, Fernwärme, ÖPNV oder Ladeinfrastruktur.\r\nDie Verwendung von ETS 2-Einnahmen sollte neben der Unterstützung vulnerabler Gruppen vor allem dazu genutzt werden, strukturelle Lösungen zu fördern, statt kurzfristig Energiekos-ten zu subventionieren (Schwerpunkt der CAPEX statt OPEX-Förderung). Direkte Entlastungen\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 18 von 27\r\nfür besonders betroffene Haushalte sind wichtig, müssen aber an eine Investitionsstrategie gekoppelt sein, die den Energieverbrauch und die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen und damit die Energiekosten dauerhaft reduziert.\r\nDer BDEW begrüßt in diesem Zusammenhang die ETS 2 Frontloading Facility, um frühzeitig In-vestitionen zu ermöglichen, solange sie streng zweckgebunden für Transformationsmaßnah-men eingesetzt wird und die Schuldentragfähigkeit gewahrt bleibt.\r\n4.2.4 Ablösung nationaler Systeme, Auswirkungen auf die ESR\r\nMit der Einführung des ETS 2 werden in Mitgliedstaaten bestehende nationale Brennstof-femissionshandelssysteme oder CO₂-Steuern abgelöst oder angepasst. In Deutschland wird der nationale Brennstoffemissionshandel weitgehend in das ETS 2 übergehen.\r\nAus Sicht des BDEW ist ein bruchfreier, unbürokratischer Übergang vom nationalen zum euro-päischen System entscheidend. Doppelregulierungen und widersprüchliche Preissignale müs-sen vermieden werden. Übergangsregeln sollten frühzeitig festgelegt werden, damit Unter-nehmen ihre Investitions- und Beschaffungsentscheidungen auf einen einheitlichen, europä-isch koordinierten CO₂-Preis stützen können.\r\nGleichzeitig verändert das ETS 2 die Rolle der EU-Klimaschutzverordnung (ESR). Brennstof-femissionen aus Gebäuden und Verkehr werden schrittweise in die EU-weite Bepreisung über-führt. Wie in Kapitel 3.2 dargestellt, spricht sich der BDEW dafür aus, vom ETS 2 erfasste Brennstoffemissionen aus dem Anwendungsbereich der ESR herauszunehmen. Die ESR sollte nicht in der bisherigen Form mit detaillierten nationalen Vorgaben fortgeführt werden.\r\nWichtig ist, dass ein unvollständig eingeführter ETS 2 nicht dazu führt, dass einzelne Mitglied-staaten, die den ETS 2 konsequent umsetzen, zusätzlich durch strengere ESR-Ziele belastet werden.\r\n5 Erneuerbare Energien\r\nErneuerbare Energien sind neben dem Emissionshandel die zweite tragende Säule des europä-ischen Klimarahmens nach 2030. Sie sichern nicht nur die Erreichung der Klimaziele, sondern stärken auch Versorgungssicherheit, Resilienz und die strategische Souveränität Europas. Der Ausbau von Windkraft, Photovoltaik, erneuerbarer Wärme, erneuerbarem und kohlenstoffar-men Wasserstoff und seiner Derivate sowie erneuerbarem Biomethan ist die Grundlage für Elektrifizierung, Wärmewende, Dekarbonisierung der Industrie und den Hochlauf klimaneutra-ler Mobilität.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 19 von 27\r\n5.1 Erneuerbare Energien Ziel\r\nDas europäische Erneuerbaren Ziel bleibt auch nach 2030 ein zentrales Element des Klimarah-mens. Es ergänzt das Klimaziel 2040 und die Emissionshandelssysteme ETS 1 und ETS 2, indem es den langfristigen Ausbaupfad für Erneuerbare Energien absichert und damit die Elektrifizie-rung, die Dekarbonisierung der Industrie und die Transformation des Verkehrs unterstützt.\r\nEs sollte daher auch im Post-2030-Rahmen verbindlich fortgeführt werden. Es dient nicht nur dem Klimaschutz, sondern stärkt auch Resilienz und strategische Souveränität Europas, da die Abhängigkeit von fossilen Energieimporten sinkt und Versorgungssicherheit gewährleistet werden kann. Somit trägt es langfristig zu sinkenden Energiepreisen bei, weil es für die Projek-tierer und Anlagenhersteller bessere Planungssicherheit und damit geringere Kosten bedeu-tet. Die in der Richtlinie vorgeschriebenen Auktionskalender ermöglichen eine bessere EU-weite Sichtbarkeit für Projektierer.\r\nEin möglichst hoher Ausbau Erneuerbarer Energien ist dabei aus Klimaschutz-, Resilienz- und Kostensicht ausdrücklich anzustreben. Gleichzeitig sollte das EU-Ziel so ausgestaltet sein, dass es den Ausbaupfad für Erneuerbare verlässlich absichert, ohne andere Dekarbonisierungsopti-onen unnötig einzuengen.\r\nDabei muss das Erneuerbaren Ziel für die EU als Ganzes mit einer praktikablen Ziel- und Maß-nahmenarchitektur verbunden werden, die neben Ausbaupfaden Genehmigungsbeschleuni-gung, Förderkriterien, die Rolle des Stromhandelsmarkts zur Finanzierung und Absicherung des Erneuerbaren-Ausbaus, den Netzausbau adressiert und klare Definitionen trifft und somit eine valide Basis für Investitionsentscheidungen liefert.\r\nGleichzeitig hat die Vielzahl an Unterzielen und Einzelvorgaben die Komplexität deutlich er-höht. Der künftige Rahmen muss diese Erfahrungen aufnehmen, Investitionssicherheit geben und Übersteuerung vermeiden. Deshalb sollte die Ausgestaltung des Ziels nicht zu einer er-neuten Überfrachtung mit Detailvorgaben führen. Der EU-Rahmen sollte ein klares, verbindli-ches Gesamtziel vorgeben, den Mitgliedstaaten aber Spielräume bei der nationalen Ausgestal-tung lassen.\r\n5.2 Unterziele\r\nDie aktuelle Zielarchitektur für Erneuerbare Energien ist stark von Unterzielen und sektoralen Vorgaben geprägt. Das hat den Ausbau in zentralen Sektoren unterstützt, führt aber zu hoher Komplexität, erschwert nationale Umsetzung und Berichterstattung und schafft Überschnei-dungen mit ETS- und Effizienzzielen.\r\nIm Rahmen der Überprüfung der entsprechenden EU-Gesetzgebung sollte daher beachtet werden:\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 20 von 27\r\n›\r\nUnterziele sollten nur dort beibehalten werden, wo ein europäischer Rahmen einen kon-kreten Mehrwert schafft.\r\n›\r\nDie Mitgliedstaaten sollten die Möglichkeit haben, für zentrale Sektoren wie zum Beispiel Wärme und Kälte sowie Gebäude eigene Beiträge zum EU-Erneuerbaren Ziel festzulegen, eingebettet in ihre NECPs. Diese Beiträge können je nach nationaler Ausgangslage verbind-lich oder indikativ ausgestaltet werden.\r\n›\r\nUnterziele müssen eng mit Emissionshandel und Effizienzzielen abgestimmt werden, um Doppelregulierungen zu vermeiden und klare Preissignale zu sichern.\r\nDetailfragen zu einzelnen Unterzielen werden im Rahmen der angekündigten Konsultation zur Überarbeitung des EU-Rahmens für Erneuerbare Energien vertieft erörtert, bei der sich der BDEW intensiv einbringen wird.\r\n5.3 Regulatorischer Rahmen der RED\r\nDie RED III wurde mit der Zielstellung verabschiedet, dass verbindliche Ziele, klare Ausbau-pfade und beschleunigte Genehmigungen starke Investitionsimpulse auslösen. Gleichzeitig hat die (oftmals verzögerte) Umsetzung Defizite offengelegt. So hat beispielsweise die unklare De-finition „besonders sensibler Gebiete“ zu Verzögerungen geführt. Daher sollte die Kommission schnellstmöglich auf EU-weit klare und einheitliche Definitionen von Gebietskategorien und einheitliche Umweltstandards hinwirken. Ebenso sind im Rahmen einer Überarbeitung der RED die Digitalisierung und Standardisierung von Genehmigungsprozessen, die Umsetzbarkeit von Umweltprüfungen und sowohl die weitere Beschleunigung des Netzausbaus im Übertra-gungs- und Verteilnetz als auch die koordinierte europäische Planung zu priorisieren.\r\n6 Flottengrenzwerte\r\nDie anstehende Revision der europäischen CO₂-Regulierung (Verordnung (EU) 2019/631) hat das Ziel einer verlässlichen, investitionsfreundlichen und zugleich klimawirksamen Regulie-rung. Für den BDEW ist klar: Nur eine Weiterentwicklung der CO₂-Standards, die im Rahmen einer Gesamtstrategie die Elektromobilität nach vorne bringt, kann die Wettbewerbsfähigkeit des europäischen Standorts sichern und den langfristigen Pfad zur Klimaneutralität absichern.\r\nTrotz des verständlichen Anliegens der Europäischen Kommission, europäische Fahrzeugher-steller angesichts der herausfordernden globalen Wettbewerbssituation zu entlasten, dürfen Anpassungen der Regulierung nicht zulasten derjenigen Unternehmen gehen, die hier in Eu-ropa im Vertrauen auf die bestehenden europäischen Rahmenbedingungen massiv in die Elektromobilität investiert haben.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 21 von 27\r\nBei einer Überarbeitung der Flottengrenzwertregulierung sind dementsprechend das Investo-renvertrauen und die Glaubwürdigkeit der europäischen Transformationspolitik zentral. Die Mitgliedsunternehmen des BDEW haben erhebliche Vorleistungen erbracht: Allein in Deutsch-land wurden über fünf Milliarden Euro in rund 200.000 öffentliche Ladepunkte investiert. Die Vorgaben aus der Verordnung (EU) 2023/1804 (Alternative Fuels Infrastructure Regulation – AFIR) werden damit um mehr als das Zweieinhalbfache übertroffen. Diese Investitionen wur-den im Vertrauen auf stabile politische Rahmenbedingungen getätigt und dürfen nicht durch regulatorische Unsicherheit gefährdet werden.\r\nDaher halten wir eine kohärente europäische Paketlösung für zwingend erforderlich. Der Vor-schlag zu einer Regulierung für saubere Unternehmensflotten kann hierfür ein wichtiger Bau-stein sein. Eine entsprechende Verpflichtung sollte auf Ebene der Mitgliedstaaten ansetzen. Diese können auf einem breiten Instrumentenkasten zur Erfüllung der Vorgaben zurückgrei-fen. So können die Automobilhersteller entlastet werden, ohne zugleich die Investitionen in die Elektromobilität und die Ladeangebote zu gefährden.\r\n7 Energieeffizienz\r\nEnergieeffizienz bleibt auch nach 2030 ein wichtiges Element und schließt bestehende Lücken zur Zielerfüllung. Eine ausschließliche Fokussierung auf den absoluten Endenergieverbrauch einer Volkswirtschaft kann aber zu Fehlallokationen sowie zu wohlfahrts- und wachstumshem-menden Effekten führen. Konkret kann Energieeffizienz in der Detailausgestaltung in Konflikt zu einem flexibel zu betreibenden erneuerbaren Energiesystem geraten, wenn starre Vorga-ben Investitionen in Erzeugung, Netze oder Speicher behindern. Effizienzvorgaben sollten da-her zukünftig so ausgestaltet werden, dass energetischer Aufwand in Relation zu dem daraus erzielten Nutzen bzw. dem übergeordneten Gesamtziel der Klimaneutralität gesetzt wird.\r\nNeue verbindliche Effizienzziele auf EU-Ebene sind nicht erforderlich. Falls die EU-Gesetzgeber eine Zielgröße zur Energieeffizienz nach 2030 vorsehen, sollte sie allenfalls indikativ ausgestal-tet werden und durch rein indikative nationale Beiträge unterlegt werden. Diese Beiträge müssen unterschiedliche Ausgangslagen, Infrastrukturpfade und sektorale Strukturen abbil-den. Ein einheitlicher Ansatz mit detaillierten Vorgaben für alle Mitgliedstaaten würde die not-wendige Flexibilität einschränken, die insbesondere für kleine, stark industrialisierte oder be-reits weit elektrifizierte Volkswirtschaften wichtig ist. Zu detaillierte Umsetzungs- und Einspar-vorgaben, etwa über starre Artikel 8 Verpflichtungen in der Energieeffizienzrichtlinie oder enge Vorgaben zu Sektoren, Technologien und Instrumenten, erhöhen die Bürokratie, er-schweren kosteneffiziente Lösungswege und laufen der notwendigen System- und Technolo-gieoffenheit zuwider. In Verbindung mit den Preissignalen, die eine konsequente Einführung und Umsetzung von ETS 1 und ETS 2 senden, werden Effizienzziele weitgehend marktbasiert\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 22 von 27\r\nerreicht. Bei der kommenden Überarbeitung der EED müssen auch bürokratische Vorgaben und kleinteilige Vorgaben für nationale Politiken in der aktuellen Richtlinie konsequent abge-baut werden.\r\n7.1 Primärenergieverbrauch\r\nDer Post-2030-Rahmen muss beim Primärenergieverbrauch Wechselwirkungen zwischen Elektrifizierung, erneuerbaren und kohlenstoffarmen Energien (inkl. erneuerbaren Gasen) so-wie Infrastrukturentwicklung stärker berücksichtigen. Eine mengenorientierte Absenkung des Primärenergieverbrauchs darf Investitionen in EE-Erzeugung/Produktion, Netze, Speicher oder Power-to-X nicht „bestrafen“, wenn sie systemisch Emissionen mindern und langfristig Effizi-enzgewinne ermöglichen. „Energy efficiency first“ ist als Systemprinzip zu verstehen, das Ver-sorgungssicherheit, Systemintegration, Netzausbau, Kosteneffizienz sowie Umweltverträglich-keit und Akzeptanz gleichrangig einbezieht. Zudem kann ein Primärenergie-Senkpfad mit Ent-wicklungen wie dem Aufbau von Rechenzentren oder der Wasserstoffwirtschaft kollidieren, welche zusätzlich Energieverbräuche erzeugen. Dies ist zu prüfen.\r\n7.2 Endenergieverbrauch und Systemeffizienz\r\nNationale Zielpfade sind bereits sehr ambitioniert. Zusätzliche Einsparvolumina von mehreren hundert TWh bis 2030 sind praktisch schwer umsetzbar. Elektrifizierung in der Industrie oder in den Bereichen Verkehr (Elektromobilität) und Gebäude (Wärmepumpen) senkt dabei den Endenergiebedarf je Anwendung, erhöht jedoch den Strombedarf. Neue Anwendungen wie der zunehmende Aufbau von Rechenzentren oder der Wasserstoffhochlauf können den Ener-gieverbrauch insgesamt erhöhen und führen tendenziell zu einem höheren Endenergiever-brauch. Endenergieziele müssen daher so gestaltet sein, dass sie diese Transformationspfade unterstützen, statt konterkarieren und Effizienzgewinne dort adressieren, wo die größten un-genutzten Potenziale liegen.\r\nEin wichtiger Referenzpunkt für die Ausgestaltung von Effizienzzielen nach 2030 ist die aktuali-sierte sektorenübergreifende Nutzenergiebilanz und das daraus abgeleitete Energieflussbild von Primär- bis Nutzenergie, das BDEW, AG Energiebilanzen, HEA und FfE gemeinsam veröf-fentlicht haben. Die Daten aus dem Jahr 2023 zeigen, dass die Industrie ihren Energieeinsatz bereits zu rund 80 Prozent und private Haushalte zu etwa 81 Prozent in Nutzenergie umset-zen, während der Verkehrssektor trotz Effizienzfortschritten im Fahrzeugbestand weiterhin weniger als ein Drittel der eingesetzten Energie in mechanische Nutzenergie umsetzt. Die Nut-zenergiebilanz macht deutlich, dass ein erheblicher Teil der Verluste in der Umwandlungskette von Primär- zu End- und Nutzenergie entsteht, etwa bei der Bereitstellung von Wärme, Kälte oder eben Mobilität. Effizienzziele müssen diese Aspekte berücksichtigen und verstärkt dort\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 23 von 27\r\nansetzen, wo systemische Verluste besonders hoch sind. Auch vor diesem Hintergrund ist der Umstieg auf Elektromobilität voranzutreiben.\r\n7.3 Gebäudeeffizienz\r\nGebäude spielen eine zentrale Rolle für die Erreichung der Effizienz und Klimaziele. Die Gebäu-deenergieeffizienzrichtlinie verfolgt mit Artikel 3 Absatz 1 und weiteren Bestimmungen das Ziel eines bis 2050 weitgehend dekarbonisierten und in hohem Maße energieeffizienten Ge-bäudebestands. Grundrichtung und Ambitionsniveau unterstützt der BDEW.\r\nEntscheidend ist jedoch, dass die bereits laufende Transformationsphase des Gebäudesektors nicht durch immer neue Detailvorgaben gebremst wird. Begrenzte fachliche Ressourcen in den Mitgliedstaaten sollten in den Hochlauf erneuerbarer Wärme fließen, nicht in eine „per-fekte Verwaltung“ und kleinteilige Nachweisführung. Statt restfossile Anteile künftig gebäude- und kilowattstundenscharf auszuweisen, sollten Regelungen bestehende Anforderungen an Energiesysteme (z. B. effiziente Fernwärme- oder Kältenetze) mitdenken und in der Anwen-dung pauschal vereinfachen. Deshalb spricht sich der BDEW für energetische Kennwerte aus, die erwartete Fortschritte vorausschauend abbilden. Insgesamt sollten Vorgaben zur Gebäu-deeffizienz deshalb stärker auf Zielbilder und funktionale Anforderungen ausgerichtet werden, etwa auf den Pfad zu einem klimaneutralen Gebäudebestand zum praktikablen Zeitpunkt, und weniger auf starre Detailpflichten zu Einzelmaßnahmen.\r\n8 Flexibilisierung\r\nEin Energiesystem mit hohen Anteilen Erneuerbarer Energien braucht deutlich mehr flexible Erzeugung, Last und Speicher, um stabil und sicher zu funktionieren. Alle Formen dekarboni-sierter Flexibilität – wie Elektrolyseure, Speicher, Demand Side Response, flexible Lasten, Sek-torenkopplung und neue systemdienliche Technologien – sowie die integrierte und systemop-timierte Nutzung von Erneuerbaren-Erzeugung durch beispielsweise die Überbauung von Netzverknüpfungspunkten müssen dafür durch geeignete Anreize markt-, netz- und system-dienlich kurz-, mittel- oder langfristig eingesetzt werden. Der Post-2030-Rahmen sollte Flexibi-lität systemisch mit der Weiterentwicklung des Energiesystems mitdenken und verlässliche Rahmenbedingungen und ein Level-Playing-Field für Flexibilitätsoptionen schaffen:\r\n›\r\nFlexibilitätsoptionen sollten in der europäischen und nationalen Planung sichtbar gemacht werden, etwa im Rahmen der NECPs und der Netzentwicklungsplanung. Wo es sinnvoll ist, können Mitgliedstaaten indikative Größenordnungen für Flexibilität, um Investitionen und Systementwicklung anzureizen, ohne neue starre Zielhierarchien zu schaffen.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 24 von 27\r\n›\r\nVerbraucherinnen, Verbraucher und Prosumer müssen besser befähigt werden, aktiv an Demand Side Response teilzunehmen. Dafür sind digitale Infrastruktur und begünstigende regulatorische Vorgaben entscheidend.\r\n›\r\nWo rein marktwirtschaftliche Signale nicht ausreichen, um genügend netz- und system-dienliche Flexibilitätsoptionen anzureizen, können marktbasierte Unterstützungsinstru-mente für Flexibilität und Speicher gerechtfertigt sein.\r\n›\r\nOhne klare Signale für Flexibilität drohen zusätzliche System- und Netzausbaukosten, stei-gende Redispatch-Aufwände und ein gebremster Ausbau Erneuerbarer Energien. Der euro-päische Rechtsrahmen sollte Flexibilität daher eng mit Erneuerbaren-Zielen, Elektrifizie-rung, Netzausbau und Energieeffizienz verzahnen.\r\n9 Governance-Verordnung\r\nMit der stärkeren Rolle von ETS 1 und ETS 2 sinkt die Notwendigkeit einer parallelen, detail-lierten nationalen Emissionszielsteuerung über die ESR (vgl. Kapitel 3.2). Mitgliedstaaten soll-ten weiter verpflichtet sein, NECPs mit Zielen und Maßnahmen festzulegen, gleichzeitig kann vor diesem Hintergrund die Detailtiefe überarbeitet werden. NECPs sollten künftig nicht der zusätzlichen Emissionszielsteuerung dienen, sondern der Transparenz, Koordination und In-vestitionssicherheit im Hinblick auf Infrastruktur, Versorgungssicherheit und Systemintegra-tion und somit der Sicherstellung der Kohärenz zwischen Klimazielen, Energieinfrastruktur, Elektrifizierung, Flexibilität und Versorgungssicherheit.\r\nDer BDEW unterstützt eine Weiterentwicklung der Governance-Verordnung mit dem Ziel, Ko-härenz und Vergleichbarkeit der NECPs zu verbessern, Doppelregulierung zu vermeiden und Planungs- und Investitionssicherheit zu stärken. NECPs sollten deutlich umsetzbarer und glaubwürdiger werden, da sie u. a. Kapazitätsmechanismen, beihilferechtliche Entscheidungen und die Netzplanung beeinflussen. Dafür braucht es einen EU-weit standardisierten Kern an Indikatoren und eine konsistente Struktur in allen Mitgliedstaaten, damit Fortschritt messbar und vergleichbar wird. Indikatoren, die einen weiteren Mehrwert bieten können, wären z. B. solche zur zeitgerechten Implementierung von europäischen Vorgaben im nationalen Recht, zu Genehmigungs- und Netzanschlusszeiten sowie zur Systemkonsistenz zwischen Lastzu-wachs, Erzeugung, Netzen und Interkonnektoren. Für mehr Transparenz und Vergleichbarkeit könnte zudem ein öffentliches EU-Dashboard beitragen.\r\nDie konkrete Ausgestaltung der Regelungen sollte im Rahmen der laufenden Konsultation zur Aktualisierung des Governance-Systems für die Energieunion und den Klimaschutz vertieft wer-den. Der BDEW bringt sich entsprechend in der Konsultation ein.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 25 von 27\r\n10 Energiesystem der Zukunft\r\nDie Transformation des europäischen Energiesystems erfordert ein integriertes Zusammen-spiel von Elektronen und Molekülen. Direktelektrifizierung ist in vielen Anwendungen eine klare „No-regret-Option“, da sie Primär- und Endenergieverbräuche spürbar senkt und dort, wo sie technisch und wirtschaftlich möglich ist, grundsätzlich Vorrang haben sollte. Gleichzei-tig ist an vielen Stellen – etwa aufgrund stofflicher Anforderungen, logistischer Restriktionen oder begrenzter Netzkapazitäten – der Einsatz von Molekülen effizient und teilweise dauer-haft unabdingbar. Elektrifizierung und Moleküle sind daher keine Gegensätze, sondern kom-plementäre Elemente eines integrierten Energiesystems der Zukunft.\r\n10.1 Elektrifizierung\r\nDirektelektrifizierung ist in vielen Anwendungen der effizienteste, kostengünstigste und schnellste Weg zur Emissionsminderung, insbesondere in Haushalten, im Dienstleistungssek-tor, im Verkehr sowie in großen Teilen der industriellen Prozess- und Niedertemperatur-wärme. Sie senkt den Gesamtenergiebedarf, reduziert Umwandlungsverluste und entlastet damit auch den Bedarf an knappen klimaneutralen Molekülen.\r\nDie Politik sollte Elektrifizierung konsequent unterstützen, ohne starre Elektrifizierungsziele oder -quoten vorzugeben. Solche Zielvorgaben würden den Handlungsspielraum einengen, neue Zielkonflikte mit ETS-, Erneuerbaren- und Effizienzzielen erzeugen und wären metho-disch kaum belastbar. Zudem wären Nachweispflichten aufwändig und sektorspezifisch schwer vergleichbar. Eine pauschale EU-Quote würde den unterschiedlichen Strukturen der Mitgliedstaaten nicht gerecht.\r\nStattdessen sollte der Fokus auf geeigneten Rahmenbedingungen liegen, die Elektrifizierung wirtschaftlich attraktiv machen und Investitionen planbar absichern. Dazu gehören insbeson-dere:\r\n›\r\nwettbewerbsfähige Strompreise durch eine Reform von Steuern, Abgaben und Umlagen sowie den schrittweisen Abbau fossiler Subventionen,\r\n›\r\nein schneller, systemisch abgestimmter Ausbau erneuerbarer Erzeugung, von Flexibilitäten und Netzinfrastruktur,\r\n›\r\nverlässliche beihilferechtliche und förderpolitische Rahmenbedingungen für Elektrifizie-rungsinvestitionen in Industrie, Energiewirtschaft, Gebäude und Verkehr.\r\nElektrifizierung bleibt damit ein wichtiges Leitinstrument der Transformation. Sie sollte über konsistente Preis- und Investitionssignale vorangebracht werden und nicht durch zusätzliche bürokratische Zielvorgaben überlastet werden.\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 26 von 27\r\n10.2 Moleküle\r\nKomplementär sind erneuerbare und kohlenstoffarme Gase wie Biomethan und Wasserstoff zentrale Bausteine der Energiewende. Sie ermöglichen Sektorkopplung zwischen Strom, Wärme, Industrie und Verkehr und ergänzen die Elektrifizierung dort, wo diese technisch, wirtschaftlich oder systemisch an Grenzen stößt. Ihre Systemfunktion umfasst Speicherung, Transport und (saisonale) Flexibilität, etwa für energieintensive Industrieprozesse, Hochtem-peraturwärme, internationalen Energiehandel, die Flexibilisierung des Stromsystems und als Langzeitspeicher. Damit das gelingt, braucht es frühzeitig tragfähige Querverbindungen zwi-schen Strom- und Gasmärkten sowie passende regulatorische, marktliche und infrastruktu-relle Voraussetzungen. Zudem müssen Herkunfts- und Nachhaltigkeitsnachweise systemüber-greifend übertragbar und handelbar sein. Zuletzt sind auch die Finanzierung und das De- Risking der europäischen grenzüberschreitenden Wasserstoffinfrastruktur entscheidend für den Erfolg eines europäischen Wasserstoffmarkthochlaufs.\r\n10.2.1 RFNBO delegierter Rechtsakt\r\nDer Markthochlauf von RFNBO-konformem Wasserstoff (Wasserstoff nicht-biologischen Ur-sprungs) funktioniert nur dann realistisch und nachhaltig, wenn die Strombezugskriterien des Delegierten Rechtsakts RFNBO zeitnah systemdienlich weiterentwickelt werden. Die Anforde-rungen an Additionalität müssen so angepasst werden, dass sie erst ab 2035 greifen, die Zu-sätzlichkeit sollte dauerhaft bei monatlich gesetzt sein und nicht – wie bisher vorgesehen – 2030 auf stündlich verschärft werden. Somit wird der notwendige Wasserstoffhochlauf in der kommenden Dekade nicht konterkariert. Zusätzlich sollte, analog zu den Regelungen im Dele-gierten Rechtsakt zu kohlenstoffarmen Brennstoffen (DA LCF), die stündliche Bilanzierung der THG-Emissionen beim Netzstrombezug ermöglicht werden. Ein ausreichender Zugang zu er-neuerbarem Strom über das Netz ist unerlässlich, um eine systemdienliche Fahrweise von Elektrolyseuren zu ermöglichen, Skaleneffekte zu erhöhen und Kosten zu senken. Dies hätte weitere Kostendegressionen zur Folge und würde parallel die tatsächliche Klimawirkung diffe-renziert abbilden, anstatt pauschale Annahmen zu treffen, die den Einsatz von Netzstrom sys-tematisch benachteiligen. Gleichzeitig stellt er alle beteiligten Akteure, wie den Produzenten, Midstreamern, Endkunden und dem Staat vor Herausforderungen beim Risikomanagement, Portfolioaufbau und der Fristentransformation, da sich vor allem langfristige Geschäftsmo-delle aktuell nicht selbst tragen und dadurch Investitionsentscheidungen hinausgezögert wer-den. Anders als in etablierten Märkten fehlen belastbare Strukturen, standardisierte Produkte und ausreichend abgesicherte Nachfrage. Wasserstoff und seine Derivate sind (noch) keine handelbaren Commodities; ein funktionierender Markt mit verlässlichen Preissignalen muss sich erst entwickeln. Es fehlt weiterhin an regulatorischen und politischen\r\nPost 2030 Framework\r\nSeite 27 von 27\r\nRahmenbedingungen, die eine Marktentwicklung und -gestaltung und somit Investitionen auch vor dem Hintergrund der Importabhängigkeit auf internationaler Ebene ermöglichen.\r\n10.2.2 kohlenstoffarmer Wasserstoff\r\nAuch für kohlenstoffarmen Wasserstoff ist eine langfristige Absicherung des Markthochlaufs entscheidend. Derzeit bestehen jedoch erhebliche regulatorische Unsicherheiten, insbeson-dere im Zusammenspiel mit der EU-Methanemissionsverordnung (EU MER). Die konkreten Re-gelungen und ihre Auswirkungen auf Importpfade sind bislang unklar. Dies betrifft vor allem den LNG-Bezug, für den es derzeit keine praxistauglichen und belastbaren Vorgaben gibt. In der Folge werden Langfristverträge erschwert oder verhindert, was den Markthochlauf zusätz-lich hemmt.\r\nHinzu kommt, dass projektspezifische CO₂-Anrechnungen weiterhin nicht möglich sind und stattdessen zwingend auf pauschale Standardwerte zurückgegriffen werden muss, unabhängig von tatsächlichen Emissionsminderungen entlang der Wertschöpfungskette. Dies verhindert eine differenzierte Abbildung realer Klimaleistungen und schwächt gezielte Investitionsanreize für emissionsarme Projekte. Ohne mehr Planungssicherheit im Rahmen der EU MER und eine Weiterentwicklung der CO₂-Bilanzierungsregeln droht kohlenstoffarmem Wasserstoff sein Po-tenzial als Brückentechnologie zu verlieren, obwohl er einen wichtigen Beitrag zur Transfor-mation des Energiesystems leisten könnte.\r\n10.2.3 Infrastrukturaufbau für CO₂-Management\r\nStudien zur Erreichung der Klimaziele zeigen, dass technische Senken nötig sind, um unver-meidbare oder schwer vermeidbare CO₂-Emissionen zu adressieren, etwa aus industriellen und landwirtschaftlichen Prozessemissionen (vgl. Kapitel 4.1.4). CCU ermöglicht die stoffliche Nutzung abgeschiedenen CO₂, CCS die dauerhafte unterirdische Speicherung. Zentral ist der Aufbau einer bedarfsorientierten, leistungsfähigen Transport- und Speicherinfrastruktur. Da-für braucht es einen einheitlichen Netzzugang, De-Risking-Mechanismen, einen verlässlichen Regulierungsrahmen und die Priorisierung von CO₂-Infrastruktur im Planungsrecht, um ambiti-onierte Zeitpläne einhalten zu können. In der Startphase kann die gezielte Förderung von Clus-tern mit hohen CO₂-Mengen den Markthochlauf beschleunigen. 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Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Lessons Learned - Übertragbarkeit der Maßnahmen nach Beginn des Ukraine-Krieges auf die aktuelle Situation\r\nEinführung\r\nIm Rahmen des Angriffskriegs Russlands auf die Ukraine /Gas-Krise wurden zahlreiche Maßnahmen auf nationaler und europäischer Ebene getroffen, die sowohl auf die drohende Gas-Mangel-Lage als auch auf die stark steigenden Energiepreise reagierten. Einige der ad hoc Maßnahmen aus Krisenzei-ten sind mit Blick auf bessere Handlungsfähigkeit bei künftigen Krisen seitdem in Gesetze überführt worden.\r\nAktuell ist die Situation sowohl in Bezug auf die Versorgungssicherheit als auch auf Energie-Preise mit der im Februar 2022 nicht zu vergleichen. Auch wenn die weitere Entwicklung sehr abhängig ist vom weiteren Verlauf des Krieges und der Situation in der Straße von Hormus und je nach Entwick-lung weitere Preis-Anstiege möglich sind, sind bislang die Dimensionen gänzlich nicht vergleichbar:\r\nDamals überschritten die Gaspreise aufgrund der ersten Reduktion der russischen Gaslieferungen nach Europa bereits im September 2021 die 50 €/MWh-Marke im Terminmarkt und stieg im Spot-markt kurzzeitig auf über 100 €/MWh an - und das ausgehend von einem deutlich niedrigeren Niveau von etwa 20 €/MWh zu Jahresbeginn. Im Zuge des Angriffs Russlands auf die Ukraine stieg der Ter-minmarktpreis zunächst auf über 100 €/MWh und infolge weiterer Lieferreduktionen Richtung 200 €/MWh mit dann einem Spitzenwert von 314 €/MWh im August 2022. Vor dem Angriff der USA auf den Iran lag der Gaspreis im Spotmarkt bei 33 €/MWh und damit um die Hälfte niedriger als zum Zeitpunkt des Angriffs Russlands auf die Ukraine. Danach stieg der Gaspreis kurzzeitig auf über 50 €/MWh an und bewegt sich derzeit auf einem Niveau von rund 50 €/MWh seitwärts und liegt da-mit niedriger als im Herbst 2021 oder auf einem Niveau, das auch im Januar 2025 für einige Zeit er-reicht wurde (Stand: End-of-Day 17.03.2026). Allerdings reagieren die Märkte derzeit sehr volatil auf einzelne Ereignisse, wie teilweise deutliche untertägige Preissprünge von über 10 €/MWh im bisheri-gen Verlauf des 19.03. zeigen. Kurzfristig stieg das Monatsfuture April (TTF) von gut 50€/MWh auf über 70 €/MWh, sank dann aber in wenigen Stunden wieder auf gut 60 €/MWh ab.\r\nIm Gegensatz zu den Jahren 2021 und 2022, in denen ab September 2021 eine schrittweise geopoli-tisch-strategische physische Verknappung des Gasangebots in Europa stattfand, ist dies derzeit nicht der Fall. Weiterhin besteht aktuell zu keinem Zeitpunkt eine drohende Gas-Mangel-Lage und damit auch keine Gefährdung der Versorgung. Zudem sind die Gasimporte heute deutlich diversifizierter als 2021/22.\r\nDerzeit neu abschließbare Gastarife für Haushaltskunden zeigen zwar einen geringen Anstieg am ak-tuellen Rand, dieser ist aber noch im Rahmen üblicher Schwankungsbreiten. Die üblichen Preisanpas-sungen in laufenden Verträgen (soweit es sich nicht um Festverträge handelt) wurden mehrheitlich zum Jahresbeginn umgesetzt. Da auch die Beschaffung eher langfristig erfolgt, ist nicht damit zu rechnen, dass unterjährig oder außerplanmäßig Anpassungen der Preise im Haushaltssegment erfor-derlich werden. Zudem ist der überwiegende Teil der derzeit gelieferten Mengen bereits lange im Vo-raus im Terminmarkt zu den Preisen des Beschaffungszeitpunkts beschafft worden.\r\n\r\nDaher empfiehlt der BDEW von vergleichbaren Maßnahmen, insbesondere von Preis- und Subventionseingriffen, abzusehen.\r\nIm Folgenden hat der BDEW eine Auswahl von Maßnahmen im Rahmen der Ukraine/Gas-Krise aufgeführt und sie in den Kontext der aktuellen Situation gestellt und insbesondere eine Übertragbarkeit beleuchtet.\r\nMaßnahme im Rahmen der Ukraine/Gas-Krise\r\nErfahrung und Übertragbarkeit auf die aktuelle Situation (Krieg im Nahen Osten)\r\nNeuordnung der Grund- und Ersatzversorgungrege-lungen im EnWG\r\nDie Anpassung der Grund- und Ersatzversorgung hat wesentlich zur Stabilisierung des Endkundenmarktes beigetragen, insbesondere bei kurzfristigen Lieferantenausfällen und stark steigenden Beschaffungskosten für Grundversorger. Sie zeigt, dass regulatorische Flexibilität im Vertrieb notwendig ist, um Marktverwerfungen abzufedern.\r\nMit den Änderungen sind bereits die wesentlichen erforderlichen Maßnahmen umgesetzt worden. Es gilt aber im Markt insbesondere Discountern zu beobachten, ob diese sich ausreichend gegen Preisrisiken abgesichert haben (Aufgabe der BNetzA). Ein „Abwerfen“ der Kunden zulasten der Grundversorger sollte nicht erfolgen. Zusätzlicher gesetzlicher Rege-lungen bedarf es aber nicht\r\nSenkung der EEG-Umlage\r\nDie Absenkung bzw. Abschaffung der EEG-Umlage hat schnell und breit entlastend auf Verbraucher gewirkt.\r\nDie EEG-Umlage wird nunmehr richtigerweise haushaltskonform aus dem Kernhaushalt finanziert und ist für den Pfad der weiteren Elektrifizierung wesentlich.\r\nGesetz zur temporären Senkung des Umsatzsteu-ersatzes auf Gaslieferun-gen über das Erdgasnetz\r\nDie temporäre Mehrwertsteuersenkung konnte kurzfristig Preissteigerungen abmildern, war jedoch wenig zielgenau.\r\nEine Übertragbarkeit ist grundsätzlich möglich, aber aus Effizienz- und Zielgenauigkeitsgründen kritisch zu bewerten. Wenn erforderlich, sollte der mittlerweile gefundene Direktauszahlungsmechanismus über das Bundeszentralamt für Steuern (BZSt) genutzt werden. Hiermit können vulnerable Gruppen zielgenau unterstützt werden.\r\nErdgas-Wärme-Soforthilfe-gesetz\r\nDie Soforthilfe ermöglichte eine schnelle Entlastung in einer akuten Preisspitzenphase und stabilisierte kurzfristig die Zahlungsfähigkeit vieler Haushalte.\r\nAls einmalige Maßnahme ist sie nicht nachhaltig angelegt, viel zu bürokratisch und eignet sich primär zur kurzfristigen Krisenintervention, nicht zur strukturellen Absicherung.\r\nWenn erforderlich, sollte der mittlerweile gefundene Direktauszahlungsmechanismus über das Bundeszentralamt für Steuern (BZSt) genutzt werden. Hiermit können vulnerable Gruppen zielgenau unterstützt werden.\r\nErdgas-Wärme-Preisbrem-sengesetz\r\nDie Gaspreisbremse hat mit hohem Umsetzungsaufwand und Kosten Preisspitzen, vor allem auch für Gewerbe und In-dustrie gedämpft und soziale Härten reduziert. Gleichzeitig war die Umsetzung komplex, bürokratisch und mit erhebli-chem administrativem Aufwand für die Versorgungsunternehmen verbunden.\r\nDas Instrument wäre völlig unangemessen und in dieser Form nicht wiederholbar.\r\nWenn erforderlich, muss der mittlerweile gefundene Direktauszahlungsmechanismus über das Bundeszentralamt für Steuern (BZSt) genutzt werden. Hiermit können vulnerable Gruppen zielgenau unterstützt werden. Dies ist eine staatli-che Aufgabe.\r\nStrompreisbremsengesetz\r\nDie Strompreisbremse hat mit hohem Umsetzungsaufwand und Kosten Preisspitzen, vor allem auch für Gewerbe und Industrie gedämpft und soziale Härten reduziert. Gleichzeitig war die Umsetzung komplex, bürokratisch und mit erhebli-chem administrativem Aufwand für die Versorgungsunternehmen verbunden.\r\nDas Instrument wäre völlig unangemessen und in dieser Form nicht wiederholbar.\r\nWenn erforderlich, muss der mittlerweile gefundenen Direktauszahlungsmechanismus über das Bundeszentralamt für Steuern (BZSt) genutzt werden. Hiermit können vulnerable Gruppen zielgenau unterstützt werden. Dies ist eine staatli-che Aufgabe.\r\nGasspeichergesetz/Gas-speicher-Umlage\r\nDie Einführung der verpflichtenden Speicherbefüllung (Gasspeichergesetz) und Finanzierung via einer Gasspeicher-Um-lage waren zentrale Instrumente zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit in einer akuten geopolitischen Krisensitu-ation. Dies ging mit starken marktlichen Verwerfungen einher. Die Umlage wird mittlerweile aus dem Haushalt finan-ziert. Möglichen Diskussion zur Verlängerung der EU-Vorgaben sollte entgegengewirkt werden. Der BDEW spricht sich für die Einführung einer strategischen Reserve aus.\r\nBeschleunigung bei Ver-fahren zu LNG-Terminals\r\nDie drastische Beschleunigung von Planungs- und Genehmigungsverfahren hat entscheidend zur Diversifizierung der Gasbezugsquellen beigetragen und die Abhängigkeit von einzelnen Lieferländern reduziert.\r\nDies ist ein zentrales Beispiel dafür, wie regulatorische Beschleunigung unmittelbar Versorgungssicherheit erhöhen kann. Die Übertragbarkeit auf andere Infrastrukturprojekte (z. B. Netze, Wasserstoff) ist sehr hoch und wünschenswert, bedarf allerdings in wesentlichen Teilen europarechtlicher Anpassungen. Mit dem europäischen Infrastrukturpaket ist dies derzeit auf EU-Ebene thematisiert, ist vermutlich aber nicht weitgehend genug.\r\nBeschleunigung EE-Ausbau durch Beschleunigungs-maßnahmen bei Genehmi-gungsverfahren\r\nDie Beschleunigung des Ausbaus erneuerbarer Energien stellt eine zentrale strukturelle Antwort auf geopolitische Ab-hängigkeiten dar. Sie trägt langfristig zur Reduktion von Importabhängigkeiten und zur Stärkung der Versorgungssicher-heit bei.\r\nDiese Maßnahme ist vollständig übertragbar und bleibt ein zentrales Element einer resilienten Energieversorgung. Im Sinne der Optimierung ist dabei immer auch der Netzausbau weiter zu beschleunigen.\r\nÜbergewinnabschöpfung\r\nDie Abschöpfung von Zufallsgewinnen hatte vor allem eine politische und verteilungspolitische Funktion. Die praktische Umsetzung war komplex und teilweise rechtlich umstritten. Sie hat am Ende nicht die erwarteten Einnahmen gebracht.\r\nDie Übertragbarkeit ist nicht zielführend und politisch sensibel. Jegliche künftige Maßnahme muss mit EU-Recht verein-bar sein und darf Investitionssignale sowie das Funktionieren der Stromhandelsgroßmärkte nicht gefährden. Mitglied-staaten müssen zweckgebundene Verwendung (für Endkunden) sicherstellen, z.B. durch Senkung von Netzentgelten.\r\nTankrabatt\r\nDer Tankrabatt führte kurzfristig zu einer Entlastung der Autofahrer/innen mit Verbrennungsmotor, war jedoch mit er-heblichen Mitnahmeeffekten verbunden und erreichte die Zielgruppen nur eingeschränkt.\r\nEr ist kein geeignetes Instrument zur Bewältigung struktureller Energiekrisen und sollte daher nicht wiederholt werden.\r\nTemporäre kurzfristige Energiereinsparmaßnah-men\r\nDie EnSikuMaV zielte auf kurzfristig wirksame Energieeinsparmaßnahmen ab, insbesondere im öffentlichen und gewerb-lichen Bereich (z. B. Absenkung von Raumtemperaturen, Beleuchtungsregeln). Die tatsächliche Wirkung einer solchen administrativen Maßnahme hängt stark von der Akzeptanz ab.\r\nAuf die aktuelle geopolitische Situation ist das Instrument nicht übertragbar, da es gegenwärtig keine potenziellen Ein-schränkungen der Versorgungssicherheit gibt.\r\nTemporäre mittelfristige Energiereinsparmaßnah-men\r\nDie EnSimiMaV setzte stärker auf strukturelle und mittelfristige Effizienzmaßnahmen, insbesondere im Gebäudebereich (z. B. verpflichtende Heizungsprüfungen und Optimierungen). Die Umsetzung war mit einem erheblichen organisatori-schen Aufwand verbunden ist (z. B. gleichzeitige Fachkräfteverfügbarkeit, administrative Abwicklung).\r\nEinzelne Inhalte zur Heizungsprüfung und Optimierung wurden mittlerweile in das GEG übernommen.\r\nErsatzkraftwerkebereithal-tungsgesetz\r\nDie temporäre Rückführung von Kohlekraftwerken in den Markt hat kurzfristig zur Sicherung der Stromversorgung bei-getragen und zusätzliche Flexibilität geschaffen und den Gasverbrauch gesenkt.\r\nÜbertragbarkeit ist auf akute Versorgungskrisen beschränkt und steht im Spannungsfeld zu klimapolitischen Zielen. Ge-genwärtig sind jedoch die Steinkohlepreise ebenfalls sehr stark angestiegen, so dass es keine Antwort auf steigende Strompreise darstellt.\r\nEnergiesicherungsgesetz\r\nMit den diversen Novellierungen des Energiesicherungsgesetzes hat der Staat bereits weitreichende Eingriffsmöglichkei-ten zur Sicherung der Energieversorgung, die er vor allem im Wege von Rechtsverordnungen ausgestalten kann (z. B. zeitliche/örtliche/mengenmäßige Verbrauchsbegrenzungen, Abweichungen von umweltrechtlichen Betriebsanforderun-gen. Treuhandlösungen, Eingriffe in Unternehmen).\r\nEs bildet den zentralen rechtlichen Rahmen für Krisenreaktionen und ist unmittelbar übertragbar auf andere geopoliti-sche Krisensituationen. Dies bezieht sich jedoch auf die Gefährdung oder Störung der Energieversorgung. Ein Mengen-problem bei der Gasversorgung besteht jedoch derzeit nicht.\r\n(EU-) Preiskrisenmechanis-mus\r\nIm Rahmen der novellierten Strombinnenmarktrichtlinie 2024 eingeführte Möglichkeit, bei kumulativer Überschreitung von Preisgrenzen auf dem Groß- und Endkundenmarkt eine vorübergehende regionale oder EU-weite Preiskrise im Rah-men eines Durchführungsrechtsaktes durch den Rat der EU auszurufen. Diese ermöglicht Mitgliedstaaten, weitere In-strumente über eine Dauer von bis zu einem Jahr (verlängerbar) zu nutzen. Hierunter fallen befristete gezielte Eingriffe in die Preisfestsetzung für die Stromversorgung von KMUs sowie eine Preisfestsetzung unter den Gestehungskosten.\r\nBisher nicht zur Anwendung gekommen, sollte ausdrücklich Notfällen vorbehalten sein.\r\nMarktkorrekturmechanis-mus („EU-Gaspreisdeckel”)\r\nDer Mechanismus hätte automatisch gegriffen, wenn der Month-ahead-TTF-Preis an drei Arbeitstagen über 180 EUR/MWh gelegen hätte und zugleich 35 EUR/MWh über einem LNG-Referenzpreis am Weltmarkt. Die Verordnung galt ab 1. Februar 2023, anwendbar war der Mechanismus ab 15. Februar 2023. Ende 2023 wurde er verlängert, und zwar bis 31. Januar 2025. Der Gaspreisdeckel wurde jedoch nie ausgelöst.\r\nDer Gaspreisdeckel stellt einen weitreichenden Markteingriff mit unklarem Nutzen, aber erheblichen Risiken für Marktli-quidität, Risikomanagement und Finanzmarktstabilität dar. Es ist ausdrücklich davor zu warnen, dass ein Gaspreisdeckel unter aktueller Zusammensetzung der Erdgasimporte die Gasversorgung verschärfen könnte, weil Europas Wettbe-werbsfähigkeit um LNG-Lieferungen gegenüber dem asiatischen Markt sinken würde.\r\nGemeinsame Gaseinkaufs-plattform (EU)/ Aggrega-teEU\r\nDas Instrument des gemeinsamen Gaseinkaufs auf EU-Ebene hat keinen nennenswerten Mehrwert während der Ener-gieversorgungskrise post-2022 erbracht. Das Instrument lief schließlich im März 2025 aus. Gemeinsame Einkaufsplatt-formen wie AggregateEU sind nicht zielführend. Die Plattform ist ein Kriseninstrument von 2022/23, das nicht verstetigt werden soll. Das Instrument ist ansonsten als paralleler, teurer und bürokratischer Mechanismus neben dem aus Sicht des BDEW funktionierenden Markt zu sehen.\r\nFazit\r\nAufgrund der größeren Diversifizierung bei der Gasversorgung sind Deutschland und Europa grds. robuster bei der Gasversorgung aufgestellt als vor 2022. Trotzdem werden Energie-preise weiterhin auch von den Entwicklungen im Nahen Osten abhängen. Einen Anlass für entsprechende Maßnahmen wie im Rahmen der Energie-Krise ergibt sich daher in keiner Weise. Im Gegenteil, energiepolitische Eingriffe werden mittel- und langfristig sehr viel mehr Schaden anrichten als sie Einsparungen bringen können. Daher ist davon dringend abzura-ten. Vielmehr sollte weiter konsequent an dem Weg von Diversifizierung der Gasbeschaf-fung, Hochlauf von H2, Dezentralität durch den Ausbau der erneuerbaren Energien und der Netzinfrastruktur und Elektrifizierung auch in den Bereichen Industrie, Gebäude und Verkehr festgehalten werden. Ein Augenmerk ist ferner darauf zu richten, dass mit der Umsetzung der Methan-VO und der RePowerEU nicht zusätzliche Importhürden geschaffen werden, die Mengen potenziell verknappen bzw. preistreibend wirken\r\nWenn die Bundesregierung Entlastungen von durch Preissteigerungen besonders betroffe-nen Industrie- und Gewerbetrieben oder von vulnerablen Haushaltskunden vorsieht, dann ist dies eine staatliche Aufgabe im Sinne der Industrie- und Sozialpolitik. Hierzu muss etwa der mittlerweile gefundene Direktauszahlungsmechanismus über das Bundeszentralamt für Steuern (BZSt) genutzt werden.\r\nWeiterhin plädiert der BDEW für eine Senkung der Stromsteuer für alle Verbraucher.\r\nStand, 19. März 2026"},"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":"2026-03-19"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024122","regulatoryProjectTitle":"Beibehaltung der KWKG-Förderung bei Einführung eines Kapazitätsmechanismus ","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7e/c2/730405/Stellungnahme-Gutachten-SG2604300021.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":"frontier economics | Confidential 1\r\nIntegration von KWK in einem möglichen zukünftigen Kapazitätsmechanismus in Deutschland\r\nKernergebnisse der Studie im Auftrag des BDEW\r\nFebruar 2026\r\nD\r\nie Bundesregierung plant laut Koalitionsvertrag die Einführung eines technologieoffenen und marktwirtschaftlichen Kapazitätsmechanismus.1 Dabei wird auch erwähnt, dass der Mechanismus unter anderem die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) einbinden kann. Zur konkreten Ausgestaltung findet sich im Koalitionsvertrag allerdings keine Aussage. Vor diesem Hintergrund hat Frontier Economics im Auftrag des BDEW untersucht, welche Möglichkeiten es gibt, KWK-Anlagen in einem Kapazitätsmechanismus beispielsweise in Form eines Integrierten Kapazitätsmarktes (IKM)2 zu berücksichtigen und inwiefern diese in zentralen Ausschreibungen effektiv und effizient integriert werden können. Neben einer wirtschaftlichen Modellierung wurden hierfür auch bereits etablierte Kapazitätsmarkte aus dem europäischen Ausland (Belgien, Vereintes Königreich, Polen) analysiert.\r\nDekarbonisierungskriterien, De-Rating-Faktoren und Sekundärmarkt sind zentrale Ausgestaltungselemente für wettbewerbsfähige Teilnahme von KWK\r\nDie Integration\r\nvon KWK-Anlagen in einen zukünftigen Kapazitätsmechanismus hängt von der konkreten Ausgestaltung des KM und insbesondere des Ausschreibungsdesigns der zentralen Ausschreibungen ab. Von besonderer Relevanz für die Teilnahme von KWK-Anlagen sind dabei die folgenden Designelemente:\r\n■\r\nTechnologieoffenheit: Teilnahme von KWK-Anlagen ist zulässig. Dies betrifft auch geförderte KWK-Anlagen, bei diesen ist jedoch eine Überförderung auszuschließen. Eine beschleunigte beihilferechtliche Genehmigung eines Kapazitätsmechanismus nach dem CISAF (Clean Industrial Deal State Aid Framework) setzt technologieoffene, wettbewerbliche Ausgestaltung voraus. Separate technologiespezifische Auktionen oder Kernanteile sind grundsätzlich denkbar, aber beihilferechtlich herausfordernd.\r\n■\r\nDekarbonisierungskriterien: EU-Grenzwerte schreiben ≤550 g CO₂/kWh für Neuanlagen sowie ≤550 g/kWh oder ≤350 kg/kW/Jahr für Bestand vor. Da gemäß der\r\n1 CDU/CSU & SPD (2025): Verantwortung für Deutschland – Koalitionsvertrag, 21. Legislaturperiode; Link (zuletzt abgerufen am 25.11.2025).\r\n2 BDEW (06.09.2024): BDEW-Stellungnahme zum BMWK-Papier „Strommarktdesign der Zukunft“; Link (zuletzt abgerufen am 25.11.2025).\r\nfrontier economics | Confidential 2\r\ntechnischen Leitlinien von ACER3 alle Emissionen der Stromseite angerechnet werden, werden Gas-KWK mit niedriger elektrischer Effizienz (<36,5 %) auf sehr geringe Laufzeiten beschränkt. Zudem sind weitere Auflagen (z.B. H2-Readiness) oder strengere Grenzwerte (wie in Belgien) nach CISAF explizit zulässig.\r\n■\r\nDe-Rating-Faktoren: In Großbritannien, Belgien und Polen liegt der De-Rating-Faktor von KWK bei >90 % (bei unterschiedlichen Methodiken). Das ist vorteilhaft für flexible KWK, jedoch erhöhen zu hohe Faktoren das Risiko von Pönalen, wenn die tatsächliche Verfügbarkeit in Knappheitsstunden geringer ist. Self-De-Rating-Ansätze oder simulationsbasierte Verfahren können die Heterogenität der KWK grundsätzlich genauer abbilden, Anreize zur Verpflichtungserfüllung gewinnen bei Self-Derating allerdings an Bedeutung.\r\n■\r\nSekundärmarkt: Flexible Sekundärmärkte (ex-ante/ex-post) sind europäischer Standard und für KWK ein zentrales Instrument, um wärmeseitige Restriktionen mit stromseitigen Kapazitätsverpflichtungen zu vereinbaren. Die Korrelation zwischen KWK- und systemweiten Knappheitsstunden kann die Suche nach handelsfähigen Gegenparteien erschweren. Über den Sekundärmarkt können Lieferverpflichtungen (temporär) übertragen werden, um Pönalen zu vermeiden. Je nach Ausgestaltung des Sekundärmarktes und des ergänzenden Förderrahmens bestünde zudem die Möglichkeit, dass dort kurzfristig auch präqualifizierte Anlagen anbieten, die keine Zuschläge in der KM-Auktion erhalten haben.4\r\n■\r\nAuktionsfrequenz, Vorlaufzeiten und Vertragsdauern: Üblich sind CAPEX-abhängige Vertragslaufzeiten von 1 Jahr (Bestandsanlagen) bis 15 Jahre (Neuanlagen) sowie bezüglich Vorlaufzeit T-4 und T-1 Auktionen. Auktionen finden in der Regel mindestens jährlich statt. Investitionsschwellwerte wie beispielsweise im belgischen KM5 können KWK benachteiligen, wenn Wärmeinvestitionen nicht angerechnet werden.\r\nModellierung: Erlöse aus einem technologieoffenen Kapazitätsmechanismus können unter heutigen Marktbedingungen die KWK-Förderung nicht ersetzen\r\nAktuell erhalten KWK\r\n-Anlagen über ihre strom- und wärmeseitigen Markterlöse hinaus Zuschläge im Rahmen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG). Mit Einführung eines Kapazitätsmarktes entsteht eine zusätzliche Erlösmöglichkeit für steuerbare Stromerzeugungsanlagen wie KWK. Gleichzeitig führt die höhere Verfügbarkeit steuerbarer Kapazitäten zu niedrigeren Strommarkterlösen. Vor diesem Hintergrund stellt sich die Frage,\r\n3 ACER (o. J.): Examples of Calculation: CO₂ emission limits in Capacity Mechanisms (based on Article 22(4) of Regulation (EU) 2019/943 and ACER’s Opinion 22/2019); Link (zuletzt abgerufen am 25.11.2025).\r\n4 Dies kann beispielsweise eine Teilnahme von wärmegeführten KWK-Anlagen ermöglichen, die keine langfristige Lieferverpflichtung eingehen können.\r\n5 Im belgischen KM erhalten beispielsweise Anlagen mit Investitionskosten über 360 €/kW Verträge mit 15 Jahren Laufzeit, Anlagen mit geringeren Investitionskosten nur Verträge mit maximal 8 Jahren Laufzeit.\r\nfrontier economics | Confidential 3\r\ninwieweit Kapazitätszahlungen aus dem KM die derzeit im KWKG gewährten stromseitigen Zuschlagszahlungen substituieren könnten.\r\nUnsere Modellierung zeigt, dass\r\ndie erwarteten KM-Erlöse abzüglich der Mindereinnahmen auf dem Strommarkt die derzeitigen Zahlungen aus dem KWKG teilweise, aber unabhängig vom Anlagentyp unter heutigen Marktbedingungen nicht vollständig kompensieren können (17 – 80 % geringere Erlöse über die Laufzeit der Anlage). Bei Einführung eines Kapazitätsmarktes wäre daher das Weiterbestehen einer separaten KWK-Förderung notwendig, wenn KWK-Anlagen gegenüber dem Status Quo nicht schlechter gestellt werden sollen und die KWK für die Strom- und Wärmeversorgung auch zukünftig, wie von der Bundesregierung angekündigt, einen Beitrag leisten soll.\r\nN\r\nähmen geförderte KWK-Anlagen regulär am Kapazitätsmechanismus teil, so könnten Zahlungsströme aus dem KM und der KWK-Förderung verrechnet und KWKG-Fördersätze reduziert werden, um den positiven Nettoeffekt des KM (KM-Erlöse abzgl. Mindereinnahmen am EOM) auszugleichen und eine mögliche Überförderung von KWK-Anlagen zu vermeiden (siehe Abbildung 1). Nähmen nach dem KWKG geförderte KWK-Anlagen nicht an den KM-Auktionen teil, könnten die Anlagen bei der Dimensionierung der ausgeschriebenen KM-Kapazität berücksichtigt werden. In beiden Fällen müsste sich die veränderte Erlössituation der KWK-Anlagen dementsprechend in einer Anpassung der Fördersätze widerspiegeln.\r\nAbbildung 1 Vergleich der Erlöse von KWK-Anlagen in KWKG und KM\r\nQuelle: Frontier Economics\r\nHinweis: Die Berechnung berücksichtigt alle Erlösströme über die Laufzeit einer neuen Anlage. Basisjahr der NPV-Berechnung ist 2030.\r\n1,1 ,0 5 ,5 51, 531,50 , 30 , 36 1,1 ,0 5 ,5 51 , 301, 36, 06 3 , 5 1, 1 5 ,5 1 5, 1,555, 11 56 ,0 6 ,01 5 ,5 1 5, 1, ,11 56 ,0 3 ,0 3 5 ,5 51, 531,0 6, 30 , 36 3 ,0 3 5 ,5 51 , 30 , 51 3 , 5 10 W W n age100 W W n age 500 Vbh, 113 Capture ate a head 000 Vbh, 110 Capture ate a head 500 Vbh, 130 Capture ate a head W rderung heute r se indereinnahmen O W heute O g i he eduktion W rderung oder Zah ung ntspri ht eduktion der rdersätze um 6 3 3 0 5\r\nfrontier economics | Confidential 4\r\nDie Ausgestaltung von KWKG-Förderung und KM sollte das „Missing Money“-Problem der KWK lösen und gleichzeitig Überförderung vermeiden\r\nDie Ergebnisse unserer Modellierung v\r\nerdeutlichen, dass eine KWK-Förderung bei Einführung eines Kapazitätsmarktes fortgeführt werden müsste, um eine Schlechterstellung im Vergleich zum Status Quo zu vermeiden. Ein Bestehen beider Mechanismen ist vor dem Hintergrund unterschiedlicher Zielsetzungen sachgerecht: Während das KWKG zu einer effizienten und treibhausgasneutralen Energieversorgung beitragen soll6, zielt ein Kapazitätsmarkt auf die Sicherstellung ausreichender gesicherter Leistung zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit ab. Die KWK kann bezüglich beider Zielsetzungen einen Beitrag leisten. Für eine beihilferechtliche Vereinbarkeit ist eine Überförderung der Anlagen allerdings auszuschließen. Dafür bestehen im Kern die folgenden drei Optionen.\r\nA. KWKG und gleichzeitige Teilnahme von KWK am KM (Variante Polen)\r\nIn\r\nPolen werden KM-Zahlungen mit KWK-Prämien verrechnet (d.h. von den KWK-Prämien abgezogen) und so eine Überförderung verhindert. Übertragbar wäre dies in Form einer Weiterführung des KWKG mit klarer Interaktion zum KM inklusive einer Abschöpfung von Übererlösen. Dabei sind Rückwirkungen des Kapazitätsmarktes auf Strommarkterlöse zu berücksichtigen. Diese Variante kann in der Umsetzung gegenüber einem einfachen Ausschluss von KWKG-Anlagen administrativ komplex sein, unter anderem, weil KWKG-Zus h agszah ungen in €/ Wh mit apazitätszah ungen in €/ W zusammengeführt werden müssten. Sie ist aber beihilferechtlich erprobt.\r\nB. KWKG und keine gleichzeitige Teilnahme von KWK am KM (aber Berücksichtigung bei KM-Dimensionierung)\r\nWerden\r\ngeförderte KWK-Anlagen von der Teilnahme am KM ausgeschlossen, können bestehende und geplante KWK-Kapazitäten bei der Dimensionierung der ausgeschriebenen KM-Kapazität berücksichtigt werden. Die stromseitige Finanzierung der KWK erfolgt dann wie bisher lediglich über den Strommarkt sowie das KWKG. Auch hier sind Rückwirkungen des Kapazitätsmarktes auf Strommarkterlöse zu berücksichtigen.\r\nC. KWKG wird mit Einführung des KM nicht fortgeführt\r\nOhne separate Förderbestandteile ist die Zuschlagswahrscheinlichkeit für KWK-Anlagen in einem technologieoffenen Kapazitätsmechanismus unter derzeitigen Marktbedingungen gering, sofern KWK-Anlagen mit vollen Kosten in den KM bieten. Soll der KM das Erlösniveau der bestehenden KWK-Förderung ersetzen, bräuchte es daher technologiespezifische KM-Auktionen, Kernanteile oder gleichwertige Mechanismen, welche in der\r\n6 KWKG 2025 §1 Abs. 1\r\nfrontier economics | Confidential 5\r\nbeihilferechtlichen Umsetzung herausfordernd sein dürften. Wärme-Förderbestandteile (Netze, Speicher) des KWKG müssten zudem aus einem funktionierenden Investitionsrahmen gelöst und anderweitig adressiert werden.\r\nEnergiewirtschaftliche Einordnung und Fazit\r\nDie KWK spielt heute im deutschen Energiesystem eine\r\nbedeutende Rolle, sowohl stromseitig, als auch wärmeseitig: Knapp 60 GW des deutschen Kraftwerksparks verfügen derzeit über eine Nutzwärmeauskopplung. Damit basieren zwei Drittel der heutigen steuerbaren Leistung in Deutschland auf Anlagen mit unterschiedlichen Formen von Nutzwärmeauskopplung. Ein großer Anteil der Anlagen sind Erdgas-BHKW (< 5MW), die zu einer hohen Dezentralität des Energiesystems zur Versorgung mit Strom und Wärme beitragen. Ihr Kapazitätsanteil ist allerdings gering: Industrie- und große KWK-Anlagen mit Nutzwärmeauskopplung kommen in Summe für knapp zwei Drittel der Gesamtnettoleistung aller Anlagen mit Nutzwärmeauskopplung auf.\r\nDie KWK\r\n-Technologie steht für hohe Energieeffizienz, Dezentralität sowie Klimaschutz und leistet heute sowohl auf der Strom- als auch auf der Wärmeseite einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit. Vor diesem Hintergrund hat die Bundesregierung im Koalitionsvertrag vereinbart, die Potenziale der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) konsequent und langfristig zu nutzen. Auch in den kommunalen Wärmeplänen, die aufgrund des sog. „Wärmep anungsgesetzes“ durch die Kommunen bis spätestens Juni 2028 aufzustellen sind, wird die KWK in vielen Versorgungsgebieten eine wichtige Rolle spielen. Allerdings sind rund 75 % der installierten KWK-Leistung älter als 10 Jahre, ca. 50 % älter als 20 Jahre. Der Investitionsbedarf in Bestands- und Neuanlagen sowie Netzinfrastruktur ist also erheblich. Damit wird ein sicherer Investitionsrahmen für (Re-)Investitionen in KWK-Anlagen von zentraler Bedeutung, soll die KWK weiterhin einen Beitrag zu den mittel- und langfristigen energiepolitischen Zielen wie Klimaschutz und Versorgungssicherheit leisten.\r\nDie\r\nStudie untersucht, wie KWK-Anlagen sinnvoll in einen KM eingebettet werden können. Es zeigt sich, dass Erlöse aus einem technologieoffenen Kapazitätsmechanismus unter heutigen Marktbedingungen die derzeitige KWK-Förderung nicht vollständig ersetzen können. Die stromseitige KWKG-Förderung kann also nicht unmittelbar durch technologieoffene KM-Ausschreibungen substituiert werden – zumindest solange die höhere Brennstoffeffizienz der KWK nicht durch steigende Preise im EU-ETS 2 (und dadurch steigende Preise für fossile Konkurrenztechnologien) marktbasiert ausreichend vergütet wird.\r\nUm die\r\ngesetzten energiewirtschaftlichen Zielsetzungen bezüglich der KWK zu erreichen, ergeben sich im Wesentlichen drei Möglichkeiten für das Zusammenspiel von KWKG und Kapazitätsmechanismus:\r\n■\r\nFortführung des KWKG bei gleichzeitiger Teilnahme von KWK am KM: Die Finanzierung von Investitionen und Betrieb der KWK erfolgt hierbei zum einen im Rahmen\r\nfrontier economics | Confidential 6\r\ndes Kapazitätsmechanismus – die anfallenden Kapazitätszahlungen würden entsprechend der EU-Regularien verursachungsgerecht durch die Stromverbraucher getragen werden. Zum anderen erfolgt die Deckung der Mehrkosten der KWK im Rahmen des KWKG. Dies kann als zusätzliche Kompensation des Beitrags der KWK zum Klimaschutz interpretiert werden. Komplex bei dieser Lösung wäre die Einführung einer geeigneten Verrechnungsregel von KM-Erlösen und KWK-Zuschlägen, um Überförderung zu vermeiden, sowie einer Berücksichtigung der Auswirkungen des Kapazitätsmarktes auf die Strommarkterlöse. In diesem Zusammenhang wäre ggf. – je nach aktueller Rechtslage – auch eine gesonderte Genehmigung durch die EU-Kommission erforderlich.\r\n■\r\nFortführung des KWKG bei Ausschluss von im KWKG geförderter KWK vom KM: Im Prinzip wäre dies KWK-seitig eine Fortführung des heutigen Systems für Neuanlagen und Modernisierung. Nicht über das KWKG geförderte Anlagen könnten am Kapazitätsmarkt teilnehmen. Die geförderten KWK-Kapazitäten würden bei der Ermittlung des Kapazitätsbedarfs des KM berücksichtigt, also von der Ausschreibungsmenge im KM abgezogen. Der Beitrag der KWK zur Versorgungssicherheit würde dann aus dem KWKG-Fördersystem finanziert, nicht über eine verursachungsorientierte Kostenschlüsselung auf Verbraucher wie im KM erforderlich. Da die Einführung eines KM die Erlöse aus dem Stromgroßhandelsmarkt mindern würde, wären die KWKG-Fördersätze an die veränderten Bedingungen anzupassen, damit die KWK gegenüber der Situation heute nicht schlechter gestellt würde. Dies würde eine Neujustierung von Fördersätzen bedeuten, wäre aber voraussichtlich weniger komplex als die Einführung von interagierenden Förder- bzw. Finanzierungssystemen.\r\n■\r\nBeendigung des KWKG bei Einführung des KM, verbunden mit einer zielgerichteten Ausgestaltung des Kapazitätsmechanismus (z.B. über technologiespezifische Auktionen oder Kernanteile). Vorteil dieser Lösung wäre, dass nicht mehrere Förderinstrumente zu koordinieren wären. Die Option könnte allerdings beihilferechtlich gegenüber der EU-Kommission schwerer durchsetzbar sein, da die Ausgestaltung des Kapazitätsmechanismus dann nicht mehr technologieoffen wäre. Mehrkosten des Klimaschutzbeitrags der KWK würden zudem (eher sachfremd) über den Kapazitätsmechanismus an die Endkunden gewälzt. Schließlich wäre die Definition von technologiespezifischen Submärkten oder -quoten im KM nicht trivial. Darüber hinaus würde mit Wegfall des KWKG ein zentrales Instrument zur Förderung des Fernwärmeausbaus beendet und etwaige Wärme-Förderbestandteile (Netze, Speicher) anderweitig zu adressieren seien.\r\nEine\r\nzeitnahe Klärung des zukünftigen regulatorischen Rahmens für KWK ist also für die in den nächsten Jahren anstehenden Investitionsentscheidungen von hoher Bedeutung. Dies gilt im Hinblick auf laufende Entwicklungen im KWKG (einschließlich der noch ausstehenden beihilferechtlichen Bewertung) sowie das Auslaufen der vermiedenen Netzentgelte (vNNE), das künftig zu geringeren Einnahmen der KWK-Anlagen führen wird. Eine konsistente\r\nfrontier economics | Confidential 7\r\nAbstimmung von KWKG, KM und weiteren relevanten Instrumenten ist zentral, um einerseits Planungssicherheit zu schaffen und andererseits Überförderungen zu vermeiden."},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-03-17"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024132","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge der Anlagenzusammenfassung für PV-Freiflächenanlagen im EEG","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/57/d4/730498/Stellungnahme-Gutachten-SG2604300030.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, 24.02.2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nAnlagenzusammenfassung von be-sonderen Solaranlagen und PV-Frei-flächenanlagen (PV-FFA) entlang von Verkehrswegen\r\nVersionsnummer: 1.0\r\nSeite 2 von 9\r\nInhalt\r\n1 Hintergrund ....................................................................................................... 3\r\n2 Herausforderung ............................................................................................... 4\r\n2.1 Künstliche Flächenversiegelung ..................................................................... 4\r\n2.2 Risiken bei der Vergütungsfähigkeit ............................................................... 5\r\n2.2.1 Hürde bei PV-Anlagen unter der Ausschreibungsgrenze ............................... 5\r\n2.2.2 Wegfall der EEG-Förderung durch Überschreitung der maximalen Gebotsgröße ................................................................................................... 6\r\n2.2.3 Herausforderung in der Projektentwicklung und Netzanschlussreservierung ........................................................................................................................ 6\r\n2.2.4 Mangelnde Informationen bezüglich bereits geplanter Vorhaben ............... 7\r\n3 Politische Relevanz ............................................................................................ 8\r\n4 Anpassungsvorschlag ......................................................................................... 9\r\nSeite 3 von 9\r\n1 Hintergrund\r\nAngesichts des ambitionierten politischen Ziels, den Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch auf 80 % bis 2030 zu steigern und den jährlichen Photovoltaik-Zubau bis 2030 auf 215 GW zu erhöhen, steht der deutsche PV-Ausbau vor entscheidenden Weichen-stellungen. Der effizienten und konfliktarmen Nutzung verfügbarer Flächen kommt dabei eine zentrale Bedeutung zu. Eine sachgerechte Ausgestaltung der regulatorischen Rahmenbedin-gungen ist entscheidend um die Akzeptanz der Energiewende vor Ort zu stärken und gleichzei-tig Investitionssicherheit für PV-Freiflächenanlagen zu gewährleisten.\r\nVor diesem Hintergrund sind die Regelungen zur Zusammenfassung von Photovoltaik-Freiflä-chenanlagen nach § 24 Abs. 1 und 2 EEG 2023 besonders relevant. Gemäß § 24 Abs. 1 und 2 EEG 2023 werden Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV-FFA) zur Ermittlung des Förderan-spruchs „zusammengefasst“. Dies betrifft nicht nur die Bestimmung des Förderanspruchs sel-ber, sondern auch die Frage, ob die entsprechenden Anlagen die Schwellenwerte v.a. für die Ausschreibungspflicht nach § 22 EEG 2023, für die Direktvermarktungspflicht nach § 21 EEG 2023 und für die Negative-Preise-Regelung nach § 51 EEG 2023 überschreiten.\r\nIn der Praxis problematisch sind vor allem die Zusammenfassungen nach § 24 Abs. 2 EEG 2023. Diese Zusammenfassung richtet sich nach klar definierten Kriterien.\r\n›\r\nDie Anlagen müssen sich für eine solche Zusammenfassung in derselben Gemeinde inner-halb eines Umkreises von zwei Kilometern befinden. Für die Einhaltung der Abstandsrege-lung gelten die Außenkanten der PV-FFA.\r\n›\r\nDarüber hinaus müssen die Anlagen für eine solche Zusammenfassung innerhalb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommen werden.\r\nDiese Parameter sind gegenüber denjenigen nach § 24 Abs. 1 Satz 1 EEG 2023 bewusst räum-lich und zeitlich weiter gefasst, und umfassen damit i.d.R. verschiedene PV-Installationen in-nerhalb derselben Gemeinde.\r\nZudem darf die maximale Anlagengröße von derzeit noch 20 MW nicht überschritten werden. Andernfalls entfällt die EEG-Fördermöglichkeit, beziehungsweise es kann für die später inner-halb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommene Anlage keine Zahlungsberechtigung nach § 38a EEG 2023 ausgestellt werden, wenn in derselben Gemeinde bereits eine PV-Freiflächenanlage besteht, die die 20-MW-Schwelle überschreitet und inner-halb der letzten 24 Monate in Betreib gegangen ist, oder die dazu führt, dass die Zubau-An-lage ihrerseits die Schwelle überschreitet.\r\nDie Einhaltung dieser Regelungen wird von der Bundesnetzagentur (BNetzA) im Rahmen der Zuschlagserteilung und der Erteilung der Zahlungsberechtigung geprüft. Ziel der\r\nSeite 4 von 9\r\nleistungsseitigen Zusammenfassung nach § 24 Abs. 2 EEG 2023 ist es, eine Umgehung der Aus-schreibungspflicht und der maximalen Gebotsgröße durch Aufteilung einer PV-Freiflächenan-lage in mehrere kleinere Anlagen zu verhindern. Gleichzeitig soll eine übermäßige Ballung von PV-FFAs in bestimmten Regionen vermieden werden.\r\n§ 24 Abs. 2 EEG 2023 existiert bereits seit dem EEG 2012 (neu), das diese Regelung gerade auf-grund der letztgenannten Prämisse eingeführt hatte. In der Zwischenzeit ergaben sich jedoch zahlreiche Änderungen bzw. neue Entwicklungen auf Bundes- und Landesebene, die aus BDEW-Sicht eine Neubewertung der Parameter für die Zusammenfassung nach § 24 Abs. 2 EEG 2023 erfordern:\r\n2 Herausforderung\r\n2.1 Künstliche Flächenverknappung\r\nDie Abstandsregelung von zwei Kilometern führt zur ineffizienten Flächennutzung und behin-dert den Ausbau der Photovoltaik. Aus der 2km-Abstandsregelung resultiert eine künstliche Flächenverknappung. Entsprechende Projektierer müssten einen 2 km-Abstand zwischen ih-ren Anlagen bzw. zu Anlagen anderer Projektierer halten, damit das Risiko der Überschreitung der 20 MW-Schwelle für diese Projekte ausgeschlossen wird. Damit werden theoretisch zur Verfügung stehende Flächen aus der Nutzbarkeit herausgenommen.\r\nInsbesondere entlang von Autobahnen und Schienenwegen sorgt der durch die Abstandsrege-lung entstandene 2km-Sperrbereich somit für einen kostentreibenden Parklayout von PV-FFA. Ein ursprünglich zusammenhängend entwickelter Solarpark muss in mehreren zeitlich versetz-ten Abschnitten realisiert werden. Diese gestufte Umsetzung ist mit erheblichen Mehrkosten verbunden: Erneute Entwicklungs-, Planungs-, Bau- und Finanzierungskosten fallen an und lie-gen deutlich über denen eines einmaligen Gesamtaufbaus. Zudem werden knappe Personal-ressourcen bei Projektentwicklern, Netzbetreibern und Genehmigungsbehörden über lange Zeiträume gebunden, wodurch Projekte faktisch zur Dauerbaustelle werden. Hinzu kommen zusätzliche Kosten durch mehrfach erforderliche Netzanschlüsse, Transformatoren und Infra-strukturmaßnahmen sowie das Risiko, dass für spätere Ausbaustufen keine ausreichenden Netzkapazitäten mehr zur Verfügung stehen.\r\nGleichzeitig sinkt die Planungssicherheit erheblich. Über lange Realisierungszeiträume steigt das Risiko von Konkurrenzprojekten im relevanten 2-km-Radius, die einen Zuschlag erhalten, die Anlage in Betrieb nehmen und damit erneut eine Blockade für weitere zwei Jahre auslösen können. Dieses Risiko führt zu höheren Risikoaufschlägen in der Projektentwicklung und ver-schlechtert die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen zusätzlich.\r\nSeite 5 von 9\r\nDarüber hinaus wird auch die Kombination von EEG-geförderten Anlagen mit PPA-Projekten erschwert. Da PPA-Anlagen innerhalb des 2-km-Radius in die Abstandsregelung einbezogen werden, müssen entsprechende EEG- und PPA-Anlagenteile zeitlich und technisch getrennt realisiert werden. Damit werden auch Projekte in der freien Vermarktung faktisch blockiert oder zumindest erheblich erschwert.\r\nDiese ineffizienten Flächenausnutzung steht im Widerspruch zu der politisch gewünschten Be-bauung dieser Flächen und führt zu erhöhten EEG-Förderkosten.\r\n2.2 Risiken bei der Vergütungsfähigkeit\r\nFalls ein Projektierer nicht rechtzeitig von einem weiteren PV-FFA-Projekt im zeitlichen und räumlichen Kontext der Anlagenzusammenfassung erfährt, droht entweder der Rutsch in die Ausschreibungspflicht, oder der vollständige Verlust der Vergütungsfähigkeit, wenn seine PV-FFA, addiert zur vorangegangenen PV-FFA, die 1 MW- bzw. die 20 MW-Grenze1 überschreitet; die Anlage würde im ersten Fall ausschreibungspflichtig werden, ohne dass hierfür ein ent-sprechender Zuschlag existiert, oder im zweiten Fall trotz eines entsprechenden Zuschlags nicht mehr nach dem EEG förderbar.\r\n2.2.1 Hürde bei PV-Anlagen unter der Ausschreibungsgrenze\r\nGemäß § 24 Abs. 1 und 2 i.V. mit § 22 EEG 2023 führt ein Überschreiten der unteren Grenze für die Ausschreibungspflicht von 1 MW zur Teilnahmepflicht an der EEG-Ausschreibung, um eine EEG-Förderung erhalten zu dürfen. Sollte in dem zwei Kilometer Radius bereits eine PV-FFA in Betrieb gesetzt werden, ist die Wahrscheinlichkeit hoch, dass die kleinere, später ge-plante und in Betrieb genommene PV-FFA die 1 MW-Grenze zur Ausschreibungspflicht über-schreitet, obwohl sie selber eine Leistung von weniger als 1 MW hat. Diese Anlage kann aber dann nicht an den EEG-Ausschreibungen teilnehmen, da diese PV-FFA die Anforderung an die Mindestgröße für Gebote in Ausschreibungen (über 1 MW) nicht erfüllt. Diese Problematik wird verschärft durch die teilweise mangelhafte Informationslage beim Anlagenbetreiber, die v.a. auf entsprechenden landesrechtlichen Privilegierungen basiert (s. nachfolgend unter 2.2.3).\r\n1 Aufgrund des beihilferechtlichen Vorbehalts in § 101 EEG 2023 ist die durch das „Solarpaket 2024“ eingeführte 50 MW-Grenze bislang noch nicht anwendbar.\r\nSeite 6 von 9\r\n2.2.2 Wegfall der EEG-Förderung durch Überschreitung der maximalen Gebotsgröße\r\nDer BDEW sieht erhebliche Risiken bei der Umsetzung der Regelung zur Anlagenzusammen-fassung speziell hinsichtlich der Überschreitung der 20 MW-Grenze. Beispielsweise können sich zwei oder mehrere PV-Vorhaben durch die Maßgabe ihrer Zusammenfassungspflicht ge-genseitig „blockieren“ und die Förderfähigkeit ihrer Projekte untereinander streitig machen.\r\nFür jede Freiflächenanlage muss die zuständige Gemeinde eine Baugenehmigung ausstellen, wenn die Anlage nicht durch entsprechendes Landesrecht genehmigungsfrei gestellt worden ist. Die Geltungsdauer dieser Baugenehmigungen ist normalerweise zeitlich befristet. Diese Gemeinde weiß folglich, wann welche Freiflächenanlagen innerhalb ihres Gemeindegebietes eine Baugenehmigung erhalten, und in welcher Zeitdauer sie errichtet und in Betrieb genom-men werden dürfen und müssen.\r\n2.2.3 Herausforderung in der Projektentwicklung und Netzanschlussreservierung\r\nDie zeitliche Befristung von Baugenehmigungen steht in einem Spannungsverhältnis zur Rege-lung der Anlagenzusammenfassung. Zum einen kann die regelmäßig für Baugenehmigungen gesetzte Realisierungsfrist von 24 Monaten mit der gleichlautenden Frist in § 24 Abs. 2 EEG 2023 kollidieren. Das stellt den Projektierer vor die Entscheidung, entweder die Anlage inner-halb der 24 Monate in Betrieb zu nehmen, aber wegen zeitlicher Kollision mit einer früheren Anlage innerhalb der Parameter des § 24 Abs. 2 EEG 2023 aus der EEG-Förderung herauszufal-len, oder die Baugenehmigung nutzlos auslaufen zu lassen, damit mit einer Folge-Genehmi-gung wieder für dasselbe Projekt, allerdings deutlich später, eine EEG-Förderung erreicht wer-den kann. Dies führt zu einer deutlichen Verzögerung des EE-Ausbaus auf Flächen, die der Ge-setzgeber eigentlich für diesen Zweck vorgesehen hatte.\r\nDas durch § 24 Abs. 1 und 2 EEG 2023 vorgegebene Abwarten von 12 bzw. 24 Monaten führt außerdem zu erheblichen Unsicherheiten in der Projektentwicklung für den Betreiber. Inner-halb dieses Zeitraums können sich zentrale Projektparameter maßgeblich verändern: Kompo-nenten sind unter Umständen nicht mehr verfügbar oder wirtschaftlich, technologische Ent-wicklungen machen eine ursprünglich geplante Auslegung obsolet, und die Wirtschaftlich-keitsannahmen des Projekts verlieren ihre Grundlage.\r\nBesonders kritisch ist zudem die Situation im Hinblick auf den Netzanschluss. Der ursprünglich zugesagte Netzverknüpfungspunkt kann bis zum Ablauf der 24 Kalendermonate entfallen oder anderweitig vergeben werden. Damit besteht die reale Gefahr, dass ein Projekt trotz beste-hender Genehmigungen und eines erfolgreichen Zuschlags faktisch nicht mehr realisierbar ist. Die Regelung zur Anlagenzusammenfassung wirkt sich insofern projektverzögernd aus und er-höht das Risiko erheblich – insbesondere für PV-Freiflächenanlagen mit komplexer Planungs- und Anschlussstruktur.\r\nSeite 7 von 9\r\n2.2.4 Mangelnde Informationen bezüglich bereits geplanter Vorhaben\r\nUm zu erfahren, ob die Leistungsgrenze von 20 MW mit dem neuen Projekt überschritten wird oder werden könnte, könnten die Projektierer bzw. Anlagenbetreiber den Eingang entspre-chender Genehmigungsanträge bei der zuständigen Gemeinde bzw. die Vorlage von bereits erteilten Genehmigungen folglich bei dieser Gemeinde abfragen, um nicht über den Schwel-lenwert hinweg zu kommen, bzw. um zwei Jahre zu warten, bis sie die Anlage in Betrieb neh-men. Im Falle einer kommunikationsfähigen und -willigen Gemeinde sollte das daher funktio-nieren, denn keine Gemeinde will, dass sie Gewerbesteuereinnahmen sowie Geld aus den je-weiligen Beteiligungsgesetzen daraus verliert, dass eine PV-Freiflächenanlage trotz Baugeneh-migung nicht auf ihrem Gemeindegebiet errichtet wird.\r\nAllerdings weist der BDEW darauf hin, dass selbst für die Gemeinde in der Planungsphase bzw. zum Zeitpunkt der EEG-Gebotsabgabe oftmals nicht ersichtlich ist, ob andere PV-Vorhaben im Umkreis von zwei Kilometern geplant oder umgesetzt werden. Dies gilt insbesondere für Bun-desländer wie Bayern und Baden-Württemberg, in denen im Außenbereich privilegierte PV-FFA zudem nach den entsprechenden Landesbauordnungen verfahrensfrei gestellt sind. Das bedeutet, dass für diese PV-Vorhaben keine Baugenehmigung benötigt werden. Der Planer muss insoweit dann prüfen, ob an die Stelle einer Baugenehmigung in diesen Fällen nun eine Anzeigepflicht des Anlagenbetreibers gegenüber der Gemeinde getreten ist, damit die Ge-meinde nach erfolgter Anzeige dem Planer gegenüber Auskunft über eine andere, sich inner-halb der Gemeinde befindliche PV-FFA geben kann.\r\nDas Thema Verfahrensfreistellung für (privilegierte) PV-FFA wird aktuell zurecht in vielen wei-teren Bundesländern unter dem Aspekt des Bürokratieabbaus diskutiert. Nichtdestotrotz führt es bei der Regelung der Anlagenzusammenfassung zur schlechteren Einschätzbarkeit über die bereits in den vergangenen 24 Kalendermonaten installierten MW im zwei Kilometer-Radius. Im Sinne des Bürokratieabbaus schlägt der BDEW - gekoppelt an eine generelle Anzeigepflicht entsprechender PV-FFA2 - eine digitale Monitoring-Möglichkeit von entsprechend betroffenen Betreibern von PV-FFA vor. Die oben genannten Risikofaktoren (verfügbare Komponenten, Wirtschaftlichkeit des Projektes und Netzverknüpfungspunkt) können nur mit einem entspre-chenden Informationsumfang aufgehoben werden. Aktuell ist dies dennoch nicht gegeben.\r\nDurch die Anlagenzusammenfassung besteht akute Gefahr, dass ein Errichter bzw. Betreiber einer PV-FFA unwissentlich die maximal zulässige Anlagengröße von aktuell 20 MW innerhalb derselben Gemeinde überschreitet und dass er dadurch zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme\r\n2 Dies müsste dann in entsprechenden Landesbauordnungen der Länder umgesetzt werden.\r\nSeite 8 von 9\r\ndie Förderfähigkeit für seine Anlage verliert. Die später umgesetzte Anlage kann dann trotz er-folgreichem EEG-Zuschlag diesen nicht mehr nutzen, weil sie von der BNetzA für diese Anlage keine Zahlungsberechtigung erhält (§ 38a Abs. 1 Nr. 1 Nr. 5 a) EEG 2023). Wenn die später hinzu kommende Anlage hingegen der Frist von 24 Monaten ausweichen möchte, kann es sein, dass sie ihrerseits die für Solaranlagen des ersten Segments geltende Realisierungsfrist nach § 37e EEG 2023 nicht einhält, mit der Wirkung des Erlöschens des entsprechenden Zu-schlags. Zudem verliert der Bieter bzw. Anlagenbetreiber neben der EEG-Förderung für eine bereits bezuschlagte Solaranlage auch noch mangels Realisierung derselben seinen Anspruch auf Rückerstattung der Sicherheitsleistung. Für einen Zuschlag im Umfang von 20 MW würde dies neben dem Wegfall der Förderfähigkeit einen finanziellen Verlust der Sicherheitsleistung in Höhe von insgesamt 1.000.000€ bedeuten.\r\n3 Politische Relevanz\r\nDer Bau von PV-FFA entlang von Verkehrswegen ist aufgrund der Vorbelastung der Flächen politisch gewünscht. In einem Korridor von 200m entlang von Autobahnen und zweigleisigen Schienenwegen gilt eine bauplanungsrechtliche Privilegierung aufgrund von § 35 BauGB.\r\nIm Koalitionsvertrag wird besonders auf Flächenschonung bei der Solarenergie geachtet. Zu-dem sollen hiernach die Möglichkeiten der Doppelnutzung, wie zum Beispiel bei Agri-PV, er-leichtert werden.\r\nDarüber hinaus führt der anhaltende Ausbau der Photovoltaik dazu, dass die Thematik der An-lagenzusammenfassung zunehmend an Bedeutung gewinnt. Damit gehen potenziell erhebli-che wirtschaftliche Risiken einher, deren Höhe derzeit nicht abschließend quantifizierbar ist. In Zeiten konjunktureller Abschwächung ist es für Unternehmen aller Größen besonders wich-tig, Ressourcen effizient einzusetzen und Fehlinvestitionen zu vermeiden.\r\nIm ungünstigsten Fall kann es zu konkurrierenden Projektentwicklungen innerhalb eines räumlich engen Bereichs kommen, etwa wenn mehrere Projektierer parallel innerhalb eines Radius von zwei Kilometern innerhalb derselben Gemeinde tätig sind, ohne dass die Projektie-rer untereinander von den entsprechenden Projekten wissen. Scheitert in diesem Zusammen-hang eines der Projekte aufgrund von § 24 Abs. 2 EEG 2023 oder verschlechtert sich dessen wirtschaftliche Tragfähigkeit erheblich, können daraus substanzielle wirtschaftliche Verluste resultieren. Im Extremfall kann dies bis hin zu Unternehmensinsolvenzen führen und den Ver-lust von Arbeitsplätzen nach sich ziehen.\r\nVor diesem Hintergrund und unter Berücksichtigung der vorstehend unter Nr. 2.2 genannten weiteren Gründe hält der BDEW eine Anpassung der Regelung bei der Anlagenzusammenfas-sung für sinnvoll. Der BDEW plädiert für einen Wegfall der Anlagenverklammerung auf den\r\nSeite 9 von 9\r\nnach § 35 BauGB privilegierten Flächen. Zudem sollten Agri-PV und andere Doppelnutzungs-projekte („besondere Solaranlagen“) aus der Regelung der Anlagenzusammenfassung ausge-nommen werden. Beides gilt dann sowohl für Solaranlagen mit einer Leistung bis 1 MW als auch für solche mit einer größeren Leistung, damit durch eine Zusammenrechnung entspre-chender Anlagen die 1 MW-Schwelle für die Ausschreibungspflicht auch für kleinere Anlagen nicht überschritten wird.\r\n4 Anpassungsvorschlag\r\nDer BDEW schlägt folgende Änderungen im Sinne der effizienten Flächennutzung vor (Ände-rungen hervorgehoben):\r\n§ 24 Abs. 2 EEG 2023\r\n„(2) Unbeschadet von Absatz 1 Satz 1 stehen mehrere Windenergieanlagen an Land oder Freiflächenanlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung der Anlagengröße nach § 22 Absatz 2 Satz 2 Nummer 3 oder Absatz 3 Satz 2 oder § 38a Absatz 1 Nummer 5 für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator einer Anlage gleich, wenn sie\r\n1. innerhalb derselben Gemeinde, die für den Erlass eines Bebauungsplans zuständig ist oder gewesen wäre, errichtet worden sind und\r\n2. innerhalb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in einem Abstand von bis zu 2 Kilometern Luftlinie, gemessen im Fall von Freiflächenanlagen vom äußeren Rand der jewei-ligen Anlage und im Fall von Windenergieanlagen von der Turmmitte der jeweiligen Anlage, in Betrieb genommen worden sind. Satz 1 findet keine Anwendung auf Solaranlagen auf einer Fläche nach § 35 Absatz 1 Num-mer 8 Buchstabe b des Baugesetzbuchs, sowie auf Solaranlagen im Sinne des § 37 Absatz 1 Nummer 3 und § 48 Absatz 1 Satz 1 Nummer 5. Zum Zweck der Ermittlung der Anlagen-größe von Windenergieanlagen an Land von Bürgerenergiegesellschaften nach § 22 Absatz 2 Satz 2 Nummer 3 und Freiflächenanlagen von Bürgerenergiegesellschaften nach § 22 Ab-satz 3 Satz 2 Nummer 2 ist Satz 1 mit der Maßgabe anzuwenden, dass nur Anlagen von Bür-gerenergiegesellschaften zu berücksichtigen sind.“"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-04-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024133","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge WindSeeG und EnWG zur Ermöglichung des Weiterbetriebs von Offshore-Windparks","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/81/f5/730500/Stellungnahme-Gutachten-SG2604300031.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\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, 15. April 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nRegulatorische Anpassungen für den Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und Netzanbindungs-systemen\r\nDen koordinierten Weiterbetrieb von Bestandsanlagen auf bis zu 35 Jahre Laufzeit ermöglichen, um Systemkosten und Umwelteingriffe langfristig zu reduzieren\r\nSeite 2 von 16\r\nInhalt\r\nExecutive Summary ............................................................................................................. 3\r\n1 Hintergrund und Ziel ................................................................................................ 4\r\n2 Maßnahmenpaket zur Ermöglichung des Weiterbetriebs .......................................... 7\r\n2.1 Frühzeitige Festlegungen zum Weiterbetrieb treffen .......................................... 7\r\n2.2 Finanzierung des Weiterbetriebs der Offshore-Netzanbindungssysteme ermöglichen .......................................................................................................... 9\r\n2.3 Offshore-Entschädigungsregime für Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus und den Weiterbetrieb anpassen .............................................................................. 11\r\n2.4 Technische Nachweise und Rahmenbedingungen für Weiterbetrieb festlegen 14\r\n3 Anhang: Übersicht zu den Genehmigungszeiträumen der Bestands-OWPs ............... 15\r\nSeite 3 von 16\r\nExecutive Summary\r\nDie Genehmigungen der ersten kommerziellen Offshore-Windparks (OWP) und der dazugehö-rigen Offshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) in der deutschen Nord- und Ostsee laufen nach 25 Jahren Betriebszeit ab Anfang der 2040er Jahre aus. Ohne anderweitige Festlegungen hätte dies grundsätzlich einen direkten Rückbau der Anlagen zur Folge, obwohl längere Be-triebszeiten durch einen (in Clustern koordinierten) Weiterbetrieb unter Umständen tech-nisch, wirtschaftlich und rechtlich möglich sowie volkswirtschaftlich und ökologisch sinnvoll sein können. Eine Studie des Fraunhofer IWES zeigt, dass ein koordinierter Weiterbetrieb im Vergleich zum direkten Rück- und Neubau die Stromerträge steigern sowie die Systemkosten und Umwelteingriffe langfristig reduzieren kann (siehe Fraunhofer IWES 2025).\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW folgende regulatorische Maßnahmen vor, um die identifizierten Potenziale des Weiterbetriebs von OWP und ONAS nutzbar machen zu können:\r\n›\r\nZuerst müssen zeitnah die notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen für den Weiterbetrieb im Rahmen der anstehenden Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) geschaffen werden, um darauf aufbauend konkrete Entscheidungen im Flä-chenentwicklungsplan (FEP) treffen zu können. Dabei sollten folgende Aspekte als Gesamt-paket adressiert werden:\r\n\r\nRegulierungsrahmen für den Weiterbetrieb der Offshore-Netzanbindungssysteme anpassen, damit der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für die mit dem Weiterbe-trieb verbundenen Risiken eine angemessene Kompensation erhält, um den Weiter-betrieb auch gegenüber dem Neubau attraktiv zu gestalten (siehe Kapitel 2.2);\r\n\r\nOffshore-Entschädigungsregime (§ 17e EnWG) für Betriebszeiten nach Ende der EEG-Vergütung und über 25 Jahre hinaus entsprechend der sich ändernden Rahmen-bedingungen angepasst fortschreiben (siehe Kapitel 2.3);\r\n\r\nTechnische Nachweise für Weiterbetrieb anhand etablierter Standards festlegen und somit Harmonisierung mit anderen europäischen Märkten herstellen (siehe Ka-pitel 2.4);\r\n›\r\nZudem sollten bereits im Vorfeld von konkreten Festlegungen Gespräche für die betroffe-nen Flächen zwischen dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) und den jeweiligen OWP-Betreibern und ÜNB stattfinden.\r\n›\r\nDarauf aufbauend sollten zeitnah Entscheidungen im Rahmen der Fortschreibung des FEP bezüglich des Weiterbetriebs für die ältesten kommerziellen OWPs getroffen werden, de-ren Genehmigungen im Zeitraum zwischen 2038 und 2040 enden. Frühzeitige Entscheidun-gen sind aus Sicht des BDEW notwendig, um einen zeitlichen Vorlauf von mindestens 15 Jahre vor dem Genehmigungsende der Anlagen zu ermöglichen, der für den Erfolg des Weiterbetriebs entscheidend ist.\r\nSeite 4 von 16\r\n›\r\nDie Entscheidungen zum Weiterbetrieb müssen auf den Ergebnissen der laufenden Bewer-tungen der ÜNB zur technischen und betrieblichen Machbarkeit eines Weiterbetriebs je nach ONAS, den Weiterbetriebsanträgen bzw. Interessensbekundungen der OWP-Betrei-ber sowie der volkswirtschaftlichen Sinnhaftigkeit eines Weiterbetriebes basieren und transparent nachvollziehbar gemacht werden.\r\n›\r\nDie konkreten Festlegungen im FEP sollten so getroffen werden, dass sie einen koordinier-ten und damit volkswirtschaftlich sinnvollen Weiterbetrieb der Anlagen auf bis zu 35 Jahre Laufzeit je nach den Gegebenheiten im jeweiligen Cluster ermöglichen (siehe Studie des Fraunhofer IWES).\r\n›\r\nZudem sollte ein übergreifendes Enddatum pro OWP anhand der jüngsten Offshore-Wind-energieanlage (OWEA) im Park und ein gemeinsamer Rückbau festgelegt werden, anstelle der bestehenden individuellen Enddaten je nach Inbetriebnahme der Einzelanlagen, um eine effiziente Auslastung des ONAS und einen effizienten Rückbau zu gewährleisten.\r\n1 Hintergrund und Ziel\r\nIn der deutschen Nord- und Ostsee werden derzeit 33 Offshore-Windparks (OWP) mit einer aktuellen Gesamtkapazität von rund 10 GW betrieben (Stand Q1 2026), die in der Regel für eine Betriebszeit von 25 Jahren genehmigt wurden, mit der grundsätzlichen Möglichkeit einer Verlängerung. Die Genehmigungen der ersten größeren kommerziellen OWP, die ab 2014/2015 in Betrieb genommen wurden, laufen ab etwa 2039/2040 aus. Ohne anderweitige Festlegungen/Verlängerungen hätte das Auslaufen der Genehmigungen einen direkten, unter Umständen ineffizienten Rückbau der einzelnen OWP nach 25 Jahren zur Folge, obwohl die Praxiserfahrungen zeigen, dass längere Betriebszeiten von OWPs und ONAS technisch – je nach Einzelfallprüfung – sowie wirtschaftlich und rechtlich möglich und sinnvoll sein können (siehe BDEW-Whitepaper 2024).\r\nDas WindSeeG ermöglicht in § 69 Abs. 7, dass eine nachträgliche Verlängerung der Genehmi-gung um höchstens zehn Jahre einmalig möglich ist, „wenn der Flächenentwicklungsplan keine unmittelbar anschließende Nachnutzung […] vorsieht und die Betriebsdauer der zugehörigen Netzanbindung dies technisch und betrieblich ermöglicht.“ Des Weiteren ist die Möglichkeit einer Verlängerung in den bestehenden Genehmigungen der OWP in der Regel enthalten.\r\nDementsprechend ist ein Rückbau der OWP nach 25 Jahren im Sinne der Nachhaltigkeit, ein-schließlich ökologischer Auswirkungen auf die Meeresumwelt, und Kosteneffizienz der Netze und Anlagen grundsätzlich zu hinterfragen. Hinsichtlich der Ertragsoptimierung und Umsetz-barkeit des Übergangs zu den Folgewindparks ist es zudem besonders herausfordernd, dass in den bestehenden älteren Offshore-Wind-Clustern der Nordsee häufig mehrere Windparks mit unterschiedlichen Laufzeiten an ein gemeinsames ONAS angeschlossen sind (siehe Tabelle 1 und Abbildung 1). Außerdem sollen bestehende Parks zukünftig zu größeren Flächen mit\r\nSeite 5 von 16\r\n2-GW-Netzanschlusskapazität zusammengelegt werden, was eine Koordination bei Laufzeiten, Rück- und Neubau erfordert.\r\nTabelle 1: Überblick über das DolWin-Cluster (Gebiete N-1, N-2 und N-3) als Beispiel OWP MW IBN-Jahr Genehmi-gungsende ONAS\r\nAlpha Ventus\r\n60\r\n2009-10\r\n2034\r\nalpha ventus\r\nBorkum Riffgrund 1\r\n312\r\n2015\r\n2040\r\nDolWin1\r\nTrianel Windpark Borkum 1\r\n200\r\n2015\r\n2040\r\nTrianel Windpark Borkum 2\r\n200\r\n2019-20\r\n2044-45\r\nNordsee One\r\n332\r\n2017\r\n2042\r\nDolWin2\r\nGode Wind 1\r\n332\r\n2016\r\n2041\r\nGode Wind 2\r\n252\r\n2016\r\n2041\r\nBorkum Riffgrund 2\r\n450\r\n2018\r\n2043\r\nDolWin3\r\nMerkur Offshore\r\n396\r\n2018-19\r\n2043-44\r\nBorkum Riffgrund 3\r\n913\r\n2025\r\n2050\r\nDolWin5\r\nGode Wind 3\r\n242\r\n2024\r\n2049\r\nDolWin6\r\nNordseecluster A (NC 1 & 2)\r\n225; 433\r\n2026\r\n2051\r\nNordseecluster B (NC 3 & 4)\r\n420; 480\r\n2028\r\n2053\r\nDolWin4\r\nQuelle: Marktstammdatenregister, Stand Ende Q4 2025.\r\nAbbildung 1: Karte des DolWin-Clusters mit Angaben zum Genehmigungsende (rot)\r\nSeite 6 von 16\r\nQuelle: Eigene Darstellung basierend auf dem FEP 2023.\r\nVor diesem Hintergrund wurden in einer Studie des Fraunhofer IWES (2025) im Auftrag des BDEW am Beispiel des DolWin-Clusters verschiedene Weiterbetriebs- und Nachnutzungssze-narien untersucht – von direktem, unkoordiniertem Rück- und Neubau bis hin zu Formen des koordinierten und möglichst langen Weiterbetriebs mit anschließendem Rück- und Neubau. Einbezogen wurden dabei unter anderem Betriebs- und Investitionskosten, Ausfallraten, Rück-bau- und Brachliegezeiten sowie Schiffs- und Lieferkettenkapazitäten.\r\nDie Ergebnisse der IWES-Studie zeigen, dass ein koordinierter Weiterbetrieb der Anlagen auf bis zu 35 Jahre Laufzeit mit anschließendem Rück- und Neubau die Stromerträge im Cluster um bis zu 10 % steigern und gleichzeitig die volkswirtschaftlichen Kosten (in €/MWh) über den gesamten Zeitraum um bis zu circa 8 % senken kann – im Vergleich zu einem Szenario mit einem direkten Rück- und Neubau der Parks nach 25 Jahren Laufzeit. Gleichzeitig stellen die Szenarien mit einem koordinierten Weiterbetrieb vergleichsweise moderate Anforderungen an die Lieferketten und führen langfristig zu niedrigeren Belastungen des Ökosystems, da we-niger Ausbauzyklen notwendig wären.\r\nAbbildung 2: Kernergebnisse der Fraunhofer IWES-Studie zum Weiterbetrieb\r\nQuelle: Fraunhofer IWES 2025\r\nDaher sollte die Bundesregierung den koordinierten Weiterbetrieb der Anlagen auf bis zu 35 Jahre Laufzeit gebietsspezifisch in ihre Ausbauplanungen einbeziehen sowie frühzeitig regula-torisch ermöglichen, um der Branche Planungssicherheit zu bieten. Denn der Weiterbetrieb der Anlagen kann zu einem hohen volkswirtschaftlichen Nutzen führen: Er bietet großes Po-tenzial, die Erträge und Kosteneffizienz der Anlagen zu steigern, die ONAS möglichst effizient auszulasten, zusätzliche Netzkosten auf einen längeren Zeitraum zu verteilen, die Lieferket-ten, Schiffe und Häfen zu entlasten und die Umweltbilanz der Anlagen weiter zu verbessern.\r\nZu den weiteren Vorteilen zählt auch, dass durch einen Weiterbetrieb der älteren OWP und ONAS um bis zu 10 Jahre das 70-GW-Ausbauziel bis 2045 erreicht werden kann, ohne dass der im Monitoringbericht (2025) adressierte „Puffer“ von zusätzlichen 8 GW für den Rückbau im\r\nSeite 7 von 16\r\nFEP benötigt würde (siehe EWI & BET 2025, S. 86). Konkret könnten so zum Beispiel jeweils zwei bestehende ONAS mit circa 900 MW sowie die damit angebundenen OWPs weiterbetrie-ben und dadurch der Neubau eines 2-GW-ONAS und -OWP um circa zehn Jahre verschoben werden. Dies würde die Netzausbaukosten besser verteilen und den Druck auf die Lieferkette reduzieren.\r\nUm diese genannten Vorteile des Weiterbetriebs gegenüber den direkten Neuinvestitionen nutzen zu können, ist es allerdings entscheidend, dass in der anstehenden WindSeeG-Reform die notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen angepasst bzw. geschaffen werden, um den Weiterbetrieb mit größtmöglicher Planungssicherheit und Praktikabilität für alle be-teiligte Seiten umsetzbar zu machen. Zudem sollte sichergestellt werden, dass die regulatori-schen Rahmenbedingungen so gesetzt werden, dass sie die Wirtschaftlichkeit des Weiterbe-triebs der OWP nicht übermäßig einschränken und gleichzeitig die Wirtschaftlichkeit/Finanzie-rung der ONAS ermöglichen.\r\nDaher schlägt der BDEW im nächsten Kapitel Maßnahmen als Gesamtpaket vor, die zur Er-möglichung des Weiterbetriebs zwingend gemeinsam gedacht und umgesetzt werden sollten.\r\n2 Maßnahmenpaket zur Ermöglichung des Weiterbetriebs\r\n2.1 Frühzeitige Festlegungen zum Weiterbetrieb treffen\r\nDie Erfahrungen aus der Praxis, Studien und die Diskussionen innerhalb der Offshore-Wind-Branche zeigen, dass für den Erfolg des Weiterbetriebs die möglichst frühzeitige Festlegung der Dauer entscheidend ist, um Betriebs-, Wartungs- und Instandhaltungspläne der OWP und ONAS dementsprechend auslegen und die zunehmende Störanfälligkeit der Anlagen adressie-ren zu können. Dazu gehört unter anderem, dass:\r\n\r\ndie heutige Betriebsstrategie entsprechend ausgerichtet (z.B. lastschonender OWP-Be-trieb),\r\n\r\nnotwendige Investitionen in Bestandsanlagen frühzeitig getätigt,\r\n\r\nErsatzteile (für Hauptkomponenten) beschafft,\r\n\r\ndie Personal- und Logistikorganisation (mit z.B. langfristigen Verträgen für Wartungs-schiffe) entsprechend aufgestellt,\r\n\r\nggf. zusätzliche Messdaten für die technische Nachweispflicht für den Weiterbetrieb erhoben und,\r\n\r\ndie Rückbauplanung mit genügend Vorlaufzeit ausgerichtet werden können.\r\nZudem können frühzeitige Entscheidungen dazu beitragen, langfristige PPAs zur Dekarbonisie-rung der Industrie nach dem Auslaufen der EEG-Vergütung abzuschließen.\r\nDaher sollte aus Sicht des BDEW mindestens 15 Jahre vor dem Genehmigungsende Klarheit bezüglich des Weiterbetriebs der Bestandsanlagen geschaffen werden, um den Anlagenbetrei-bern und dem BSH genügend Zeit für Planung und Antragsbearbeitung zu bieten. Zudem ist\r\nSeite 8 von 16\r\neine solche Vorlaufzeit auch notwendig, um die Entwicklung potenzieller neuer ONAS für die Gebiete rechtzeitig durch die ÜNB planen zu können.\r\nDie Genehmigungen der ältesten kommerziellen OWPs in der Nordsee, die zwischen 2013 und 2015 in Betrieb genommen wurden, laufen im Zeitraum zwischen 2038 und 2040 aus.1 Um den angesprochenen zeitlichen Vorlauf näherungsweise zu ermöglichen, müssen daher unter anderem für diese OWPs zeitnah Festlegungen bezüglich des Weiterbetriebs getroffen werden.\r\nDer BDEW spricht sich daher für folgende Schritte aus:\r\n›\r\nZuerst müssen die notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen für den Weiterbe-trieb (siehe Kapitel 2.3 – 2.4) durch die anstehenden Reformen des WindSeeG, EnWG und der Anreizregulierung zeitnah geschaffen werden, damit für alle Seiten größtmögliche Pla-nungssicherheit besteht und die konkreten Entscheidungen getroffen werden können. Gleichzeitig sollten bereits im Vorfeld von Festlegungen zielgerichtete Gespräche zu den betroffenen Flächen zwischen dem BSH und den jeweiligen OWP-Betreibern und den ÜNB stattfinden.\r\n›\r\nDarauf aufbauend sollten konkrete Festlegungen im Rahmen der Fortschreibung des Flä-chenentwicklungsplans (FEP) zum Weiterbetrieb der Anlagen sowie zur anschließenden Nachnutzung der Flächen für die ältesten in Frage kommenden OWPs getroffen werden. Diese Entscheidungen müssen auf den Ergebnissen der laufenden Bewertungen der ÜNB zur technischen Machbarkeit eines Weiterbetriebs je nach ONAS, auf den Weiterbetriebs-anträgen bzw. Interessensbekundungen der OWP-Betreiber, auf den aktuellen techni-schen Standards sowie auf der volkswirtschaftlichen Sinnhaftigkeit eines Weiterbetriebes basieren. In diesem Zusammenhang sollten aus Sicht der OWP-Betreiber die Überlegungen des BSHs als auch alle technischen Prüfungen transparent nachvollziehbar dargestellt wer-den.\r\n›\r\nDie konkreten Festlegungen im FEP sollten so getroffen werden, dass sie einen koordinier-ten und damit volkswirtschaftlich sinnvollen Weiterbetrieb der Anlagen von bis zu 10 Jah-ren – je nach den Gegebenheiten im jeweiligen Gebiet/Offshore-Wind Cluster – ermögli-chen. Besonders wichtig ist ein koordiniertes Vorgehen, wenn dort mehrere OWPs mit un-terschiedlichen Laufzeiten an ein ONAS angebunden sind. Ein konkretes Beispiel dafür, wie der koordinierte Weiterbetrieb im DolWin-Cluster volkswirtschaftlich sinnvoll ausgestaltet werden kann, liefert eine Studie des Fraunhofer IWES aus dem Jahr 2025.\r\n›\r\nIm Rahmen eines solchen koordinierten Ansatzes sollte sichergestellt werden, dass durch die zeitliche Abfolge der Außerbetriebnahme möglichst wenig ertragsmindernde\r\n1 Dies betrifft unter anderem die OWPs BARD Offshore 1, Meerwind Süd Ost, DanTysk, Borkum Riffgrund 1, Baltic 2, Trianel Windpark Borkum, Global Tech I, Butendiek, Nordsee Ost, Amrumbank West mit einer Kapazität von rund 3 GW. Eine vollständige Liste findet sich im Anhang.\r\nSeite 9 von 16\r\nStillstands-Zeiten innerhalb der Gebiete/Cluster entstehen und eine möglichst effiziente Auslastung der ONAS sichergestellt gewährleistet wird, um den volkswirtschaftlichen Nut-zen des Weiterbetriebs zu maximieren. Zudem sollte ein äußerst komplexer und mit meh-reren Nachteilen verbundener paralleler Rück- und Neubau innerhalb eines Clusters ver-mieden werden. Der Rückbau sollte auf bewährten technologischen Maßnahmen basieren und einen kosteneffizienten, realistischen und die Lieferketten berücksichtigenden Ablauf auf See ermöglichen.\r\n›\r\nDabei sollte auch für Bestandwindparks ein übergreifendes Enddatum pro OWP festgelegt werden, anstelle der bestehenden individuellen Enddaten je nach Datum der Inbetrieb-nahme der jeweiligen Offshore-Windenergieanlage (OWEA) innerhalb eines Parks. Für die Festlegung des übergreifenden Enddatums sollte das individuelle Enddatum der jüngsten Anlage im Park herangezogene werden (siehe Marktstammdatenregister). Eine solche Fest-legung ist notwendig, um eine effiziente Auslastung des ONAS und einen effizienten Rück-bau zu gewährleisten, da der Netzanschluss bis zum Ablauf der Genehmigung der letzten OWEA bzw. bis zum Ende des Rückbaus aufgrund der Verkehrssicherungspflicht und Stand-sicherheit aktiv bleiben sollte. Anderenfalls müsste der OWP im „Leerlauf“ betrieben und ggf. Dieselgeneratoren verwendet werden. Zudem könnten somit einzelne OWEA auch während des Rückbauzeitraumes noch einspeisen.\r\nZudem sollte für den Weiterbetrieb grundsätzlich klargestellt werden, dass – anders als es in einigen Genehmigungsbescheiden der Bestandswindparks2 geregelt ist – im Weiterbetriebs-zeitraum nicht der gesamte OWP oder einzelnen OWEA unmittelbar zurückbaut werden müs-sen, wenn einzelne Anlagen aus technischen, rechtlichen oder genehmigungsseitigen Gründen abgeschaltet werden. Stattdessen sollte mehr Flexibilität für den Weiterbetrieb und grund-sätzlich ein gemeinsamer Rückbau aller OWEAs (einschließlich Fundamente) zum Weiterbe-triebsende angestrebt werden. Bei Sicherheitsrisiken können Rotor, Gondel und Turm einzel-ner stillgelegter OWEA vorzeitig vorher zurückgebaut werden.\r\n2.2 Finanzierung des Weiterbetriebs der Offshore-Netzanbindungssysteme ermöglichen\r\nAus Sicht des BDEW sollte die Finanzierung des Weiterbetriebs der ONAS frühzeitig sicherge-stellt werden, um eine langfristige Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleisten. Auch 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 ausgestaltet, dass ein Weiterbetrieb nach Ende der kalkulatorischen Nutzungsdauer strukturell nachteilig gegen-über Neuinvestitionen ist.\r\n2 In den Genehmigungsbescheiden von z.B. Nordsee One (2012), Meerwind Süd Ost (2007), Borkum Riffgrund 1 (2004), abrufbar unter https://offshore-vorhaben.bsh.de/, ist folgendes geregelt: „Ferner erlischt die Genehmi-gung, soweit der gesamte Windpark ohne hinreichende Begründung (…) dauerhaft außer Betrieb genommen wird oder einzelne Anlagen nur noch sporadisch betrieben werden.“\r\nSeite 10 von 16\r\nDarüber hinaus ist der ÜNB im Falle eines Weiterbetriebs des ONAS nach den derzeitigen re-gulatorischen Rahmenbedingungen zunehmend verschiedenen Risiken ausgesetzt. Dazu zäh-len insbesondere das steigende Risiko eines potenziellen Eigenanteils des ÜNB an Entschädi-gungszahlungen nach § 17 f (2) EnWG infolge von mit dem Anlagenalter wahrscheinlicher wer-dender Störungen der Netzanbindungen sowie mögliche regulatorische Kürzungen durch die BNetzA, sofern Aufwendungen nicht als effizient oder betriebsnotwendig anerkannt werden. Mit fortschreitendem Alter der Netzanbindung wird die Beurteilung der Betriebsnotwendig-keit zudem immer schwieriger und weniger vorhersehbar, sodass sich für den ÜNB letztlich sehr schwer kalkulierbare Risiken ergeben.\r\nDaher schlägt der BDEW folgende Maßnahmen vor:\r\n›\r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, die Finanzierung des Weiterbetriebs bestehender ONAS frühzeitig und verlässlich abzusichern. Ziel ist es, langfristige Planungs- und Investitionssi-cherheit für die ÜNB zu schaffen und gleichzeitig einen effizienten, sicheren und system-dienlichen Betrieb der bestehenden Infrastruktur über das Ende der kalkulatorischen Nut-zungsdauer hinaus zu ermöglichen.\r\n›\r\nHierfür sollte der Regulierungsrahmen – beispielsweise durch die ab dem Jahr 2029 grund-legend geltende Festlegungskompetenz der BNetzA – so weiterentwickelt werden, dass für einen Weiterbetrieb über 25 Jahre hinaus notwendige Ersatz-, Retrofit- und Austauschmaß-nahmen an Bestandsanlagen regulatorisch nicht schlechter gestellt sind als Neuinvestitio-nen und ÜNB als Ausgleich für die steigenden Risiken im Zusammenhang mit dem Weiter-betrieb angemessen kompensiert werden. Insbesondere dürfen für ÜNB keine finanziellen Nachteile entstehen, wenn sie kostenintensive Maßnahmen zur Lebensdauerverlängerung und Betriebssicherheit bestehender ONAS umsetzen. Dies umfasst beispielweise die geson-derte Festlegung einer verkürzten Nutzungsdauer für Neuinvestitionen, angelehnt an den zu erwartenden restlichen Weiterbetriebszeitraum des ONAS.\r\n›\r\nBei der Anpassung ist die unterschiedliche Ausgangslage je nach ÜNB und Inbetriebnahme-datum der ONAS zu berücksichtigen. Für Anlagen (von TenneT) mit Inbetriebnahme bis Ende 2019, die in der Regel unter eine bestehende, fixierte Übergangsregelung nach § 118 Abs. 48 EnWG fallen, sollte ermöglicht werden, dass Ersatzinvestitionen für den Weiterbe-trieb nun in diesen Rahmen integrierbar sind, ohne dass hieraus eine wirtschaftliche Schlechterstellung gegenüber Neuinvestitionen entsteht. Aber auch bei anderen Anlagen, die nicht unter diese Übergangsregelung fallen, ist eine konsistente und, investitions-freundliche Behandlung von Weiterbetriebsinvestitionen sicherzustellen.\r\n›\r\nIm Zuge der erwarteten Konkretisierung der künftigen Regelungen durch Festlegungen der Bundesnetzagentur (BNetzA) – einschließlich der perspektivischen Ablösung bzw. Ergän-zung der Mechanismen der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) für Neuanlagen mit In-betriebnahme ab 2029 – sollte zudem sichergestellt werden, dass Investitionen und Risiken im Zusammenhang mit dem Weiterbetrieb von ONAS eindeutig und sachgerecht erfasst so-wie vergütet werden.\r\nSeite 11 von 16\r\n2.3 Offshore-Entschädigungsregime für Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus und den Wei-terbetrieb anpassen\r\nHintergrund: Das Entschädigungsregime zwischen ÜNB und OWP-Betreiber ist in § 17e EnWG geregelt. Es ermöglicht verschuldensunabhängige Entschädigungen des OWP-Betreibers unter anderem dann, wenn die Einspeisung einer betriebsbereiten Windenergieanlage aufgrund von Störungen oder Wartungsmaßnahmen der Netzanbindung nicht möglich ist. Die derzeit gel-tenden Bestandsregelungen lassen sich wie folgt zusammenfassen:\r\n›\r\nFür Bestandsparks ohne Zuschläge in Ausschreibungen ist in § 17e Absatz 1 EnWG geregelt, dass der OWP-Betreiber vom ÜNB erst dann eine Entschädigung für entstandene Vermö-gensschäden in Höhe von 90 Prozent des nach § 19 des EEG im Fall der Direktvermarktung bestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro kWh erhalten kann, sofern Störun-gen der Netzanbindung,\r\n\r\nlänger als zehn aufeinander folgende Tage ununterbrochen auftreten, oder\r\n\r\nan mehr als 18 Tagen im Kalenderjahr ganztägig auftreten, unabhängig davon, ob der ÜNB die Störung zu vertreten hat oder nicht (sog. zeitlicher Selbstbehalt).3\r\n\r\nFührt der ÜNB die Störung vorsätzlich herbei, steht dem OWP-Betreiber nach Satz 4 bereits ab dem ersten Tag der Störung ein Entschädigungsanspruch in voller Höhe zu.\r\n›\r\nIm Fall von Wartungsmaßnahmen an der Netzanbindung besteht nach § 17e Abs. 3 EnWG ein Entschädigungsanspruch, wenn eine betriebsbereite Windenergieanlage an mehr als zehn Tagen im Kalenderjahr nicht einspeisen kann. Die Höhe der Entschädigung richtet sich nach § 17e Abs. 1 S. 1 EnWG. Die Berechnung der Ausfalltage erfolgt in diesem Fall auf Ba-sis der vollen Stunden der Wartungsmaßnahme, die entsprechend addiert werden können.\r\n›\r\nFür OWP mit Zuschlägen in Ausschreibungen regelt § 17e Abs. 3a EnWG die Anwendbarkeit des § 17e Abs. 1 und Abs. 3 mit der Maßgabe, dass die Entschädigung 90 Prozent des anzu-legenden Werts, mindestens aber 90 Prozent des Monatsmarktwerts, beträgt.\r\nBasierend auf den derzeitigen Regelungen ergeben sich vor insbesondere zwei zentrale Her-ausforderungen für Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus:\r\n›\r\nFür Bestandswindparks, die keinen Zuschlag in einer Ausschreibung (seit 2017) erhalten ha-ben, besteht nach § 17e Abs. 1 EnWG eine unsichere Rechtslage sowie häufig faktisch kein Entschädigungsanspruch mehr, wenn die Anlagen nach 20 Jahren – oder bereits zuvor infolge des sog. Stauchungsmodells – aus der EEG-Direktvermarktung in die PPA-Vermarktung wech-seln (müssen), obwohl sie noch bis zum Ende ihrer Genehmigungsdauer von 25 Jahren oder darüber hinaus in Betrieb sind. Dies liegt daran, dass der EEG-Zahlungsanspruch für die\r\n3 Der BGH hat in seinem Urteil vom 21.10.2025 klargestellt, dass Entschädigungen nach Ablauf des zeitlichen Selbstbehalts nur zu zahlen sind, wenn die Netzanbindung den gesamten Tag gestört und eine Einspeisung nicht möglich war.\r\nSeite 12 von 16\r\nBemessung der Entschädigung dann nicht mehr existiert bzw. bei Auslaufen des Stauchungs-modells auf den Grundwert von 3,9 Cent pro kWh absinkt. In der Regel wechseln die OWP in diesem Fall auf die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG, sodass der Verweis in 17e Abs. 1 S. 3 EnWG auf den EEG-Zahlungsanspruch nach § 19 EEG ins Leere läuft. Dementspre-chend muss für Bestandswindparks bereits für den Zeitraum zwischen dem Ende der vollen EEG-Vergütung und dem Ablauf der bisherigen Genehmigungsdauer von 25 Jahren ein ent-sprechendes Entschädigungsregime geschaffen werden. Diese Regelungslücke entspricht nicht der gesetzgeberischen Intention, da OWP grundsätzlich – unabhängig vom gewählten Vergütungsmodell – einen Entschädigungsanspruch nach § 17 e EnWG haben sollen.\r\n›\r\nZudem existiert bislang keine Regelung in § 17e EnWG, die Entschädigungen von Bestands-windparks im etwaigen Weiterbetriebszeitraum über 25 Jahre hinaus ermöglicht. Gleichzei-tig steigt in diesem Zeitraum zweifellos die Wahrscheinlichkeit von Ausfällen der ONAS, wodurch die Verfügbarkeit für die Energieübertragung abnehmen kann. Vor diesem Hinter-grund sieht der BDEW die zwingende Notwendigkeit, für den Weiterbetriebszeitraum eine spezielle und sachgerechte Entschädigungsregelung in § 17e EnWG für den Weiterbetriebs-zeitraum neu einzuführen. Dies hätte zudem den wesentlichen Vorteil einer einheitlichen gesetzlichen Regelung. Würde keine neue Regelung in § 17e EnWG für den Weiterbetriebs-zeitraum eingeführt werden, müssten OWP-Betreiber ihre Ansprüche wegen Vermögens-schäden infolge von Unterbrechungen der Netzanbindung individuell zivilrechtlich gegen-über den ÜNB geltend machen. Dies würde zu kostenintensiven, einzelfallbezogenen und langwierigen Gerichtsverfahren führen – mit entsprechenden Belastungen sowohl für die ÜNB als auch für die Letztverbraucher.\r\nDer BDEW schlägt daher folgende Maßnahmen vor:\r\n›\r\nFür Bestandswindparks im Zeitraum zwischen dem Ende der in Anspruch genommenen EEG-Vergütung und Ende dem Ablauf der bisherigen Genehmigungsdauer von 25 Jahren sollte die Entschädigungsregelung nach § 17e Abs. 3a EnWG mit dem dort enthaltenen Ver-weis auf den Monatsmarktwert als Bemessungsgrundlage angewendet werden, um für beide Seiten die notwendige Planungssicherheit zu gewährleisten. Der Gesetzestext in § 17e Abs. 1 S. 1 EnWG sollte wie folgt angepasst werden:\r\n(1) Ist die Einspeisung aus einer betriebsbereiten Windenergieanlage auf See länger als zehn aufeinander folgende Tage wegen einer Störung der Netzanbindung nicht möglich, so kann der Betreiber der Windenergieanlage auf See von dem nach § 17d Absatz 1 und 6 anbin-dungsverpflichteten Übertragungsnetzbetreiber ab dem elften Tag der Störung unabhängig davon, ob der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber die Störung zu vertreten hat, für entstandene Vermögensschäden eine Entschädigung in Höhe von 90 Prozent des nach § 19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Fall der Direktvermarktung bestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro Kilowattstunde, mindestens aber 90 Prozent des Monatsmarktwerts im Sinne der Anlage 1 Nummer 2.2.3 des Erneuerbare-Energien-Ge-setzes verlangen.\r\nSeite 13 von 16\r\n›\r\nFür einen möglichen Weiterbetriebszeitraum über 25 Jahre hinaus sollte eine spezielle, zu-sätzliche Entschädigungsregelung in § 17e EnWG eingeführt werden, die die gegenüber der Regelbetriebsdauer abweichenden technischen und kommerziellen Konditionen widerspie-gelt. Hierbei ist vor allem die zu erwartende, mit zunehmender Betriebsdauer steigende Ausfallwahrscheinlichkeit und -dauer der über ihre Auslegungsdauer hinaus betriebenen Netzanbindung infolge der alternden Anlagen zu berücksichtigen. Ebenso relevant ist es, den geminderten Umfang der Absicherung des OWP aufgrund der nicht mehr notwendigen Refinanzierung seiner Kapitalkosten in diesem Zeitraum angemessen und ausgewogen zu adressieren. Hierbei ist zu beachten, dass Betriebskosten der OWPs auch bei Nicht-Einspei-sung in gleichbleibender Höhe anfallen (Inspektionen, Logistik, Personal, etc.).\r\n›\r\nAus Sicht des BDEW sind verschiedene Möglichkeiten zur Ausgestaltung des Entschädi-gungsregimes für den Weiterbetrieb denkbar:\r\n\r\nDer zeitliche Selbstbehalt von derzeit zehn aufeinander folgenden Tagen oder 18 vol-len Tagen im Kalenderjahr könnte entsprechend der steigenden Ausfallwahrscheinlich-keit und -dauer in vertretbarem Maße schrittweise erhöht werden, um übermäßige Entschädigungszahlungen in diesem Zeitraum zu vermeiden, ohne dabei aber die Wirt-schaftlichkeit des Weiterbetriebs auf Seiten der OWP-Betreiber zu gefährden. Aller-dings ist bislang weitgehend unklar, in welchem Umfang die Ausfallwahrscheinlichkei-ten einzelner ONAS-Komponenten im Weiterbetriebszeitraum tatsächlich steigen und wie hoch die Absicherungsbedarfe der OWP-Betreiber in diesem Zeitraum ausfallen. Ein entsprechendes Gutachten hierzu könnte hierzu eine belastbare Grundlage für die konkrete Ausgestaltung des Entschädigungsregimes liefern.\r\n\r\nGrundsätzlich sollte bei der Ausgestaltung sichergestellt werden, dass die ursprüngli-che gesetzgeberische Intention zur Einführung des § 17e EnWG im Grundsatz auch im Weiterbetrieb weiterhin Anwendung findet. Die Einführung des Entschädigungsre-gimes nach § 17e EnWG zielte vorrangig darauf ab, OWP-Betreiber in einem angemes-senen Umfang von Risiken zu entlasten, die außerhalb ihrer Einflusssphäre liegen und mit der Errichtung sowie dem Betrieb der Offshore- Netzanbindung verbunden sind. Damit sollte insbesondere die Refinanzierung der Kapitalkosten innerhalb des Regelbe-triebszeitraums mit hinreichender Sicherheit gewährleistet werden. Dies erfolgt in der Regel innerhalb der vorgesehenen Regelbetriebsdauer. Eine solche Befreiung von Risi-ken besteht daher im Weiterbetrieb nicht mehr im gleichen Maße. Es besteht jedoch weiterhin der deutlich eingeschränkte Absicherungsbedarf erhöhter Betriebsauf-wände, notwendiger Instandhaltungen oder Repowering-Maßnahmen des OWP. Daher sollten mögliche steigende Selbstbehalte so gewählt werden, dass dies die Wirtschaft-lichkeit des Weiterbetriebs nicht gefährdet wird.\r\n\r\nAls alternative Option zur Steigerung des zeitlichen Selbstbehalts könnte die Einfüh-rung eines gedeckelten Novellierungskontos angedacht werden. Ein solches Konto würde es ermöglichen, dass in einem Jahr potenziell nicht beanspruchte\r\nSeite 14 von 16\r\nSelbstbehaltstage oder ein Teil dieser nicht beanspruchten Tage in die Folgejahren des Weiterbetriebszeitraums übertragen werden können. So könnten auch bei größerer Ausfallzeit in einem Jahr, z. B. aufgrund einer umfangreichen Instandsetzung einer ONAS-Komponente, eine übermäßige Entschädigungszahlung potenziell vermieden werden, sofern im Vorjahr weniger Ausfalltage angefallen sind. Ziel dabei ist es, die Endverbraucher nicht mittelbar unverhältnismäßig zu belasten. Allerdings wäre eine Deckelung des Novellierungskontos notwendig, damit nicht durch eine starke Kumula-tion der übertragbaren Tage die Wirtschaftlichkeit des Betriebs in einem Jahr gefähr-det wird.\r\n›\r\nDer BDEW regt zudem an, beim sogenannten Belastungsausgleich die bislang geltende ge-setzliche Vermutung der groben Fahrlässigkeit nach § 17f Abs. 2 S. 5 EnWG für ÜNB im Falle von Störungen für den Weiterbetriebszeitraum entfallen zu lassen. Dies sollte aus-schließlich die Regelung zur Bestimmung der Höhe des Eigenanteils der ÜNB betreffen, nicht jedoch den berechtigen Anspruch der OWP-Betreiber auf Schadenersatz. Im Weiter-betriebszeitraum verlassen die ONAS ihren ursprünglich vorgesehenen Auslegungs- und Le-benszyklusrahmen. Die Störungswahrscheinlichkeit steigt dadurch an, ohne dass den ÜNB hierfür ein schuldhaftes Verhalten zugerechnet werden kann. Vor diesem Hintergrund er-scheint die bestehende Vermutungsregel der groben Fahrlässigkeit bei Störungen der Netz-anbindung (§ 17f Abs. 2 S. 5 EnWG) für den Weiterbetriebszeitraum nicht mehr sachge-recht. Sie führt zu einer unzumutbaren Verlagerung technischer Alterungsrisiken in die al-leinige Risikosphäre der ÜNB und widerspricht dem Erfordernis einer angemessenen und verursachungsgerechten Risikoverteilung im Weiterbetrieb.\r\n2.4 Technische Nachweise und Rahmenbedingungen für Weiterbetrieb festlegen\r\nAus Sicht des BDEW sollten für die technische Bewertung des Weiterbetriebs bereits in ande-ren Ländern etablierte sowie vorhandene Standards genutzt und somit eine zusätzliche Son-derregelung vermieden werden.\r\nKonkret spricht sich der BDEW dafür aus, die von der Internationalen Elektrotechnischen Kom-mission (IEC) veröffentlichte Leitlinie IEC 61400-28 und den Standard DNV-ST-0262 - Lifetime extension of wind turbines (2016) als Grundlage für die technischen Fragestellungen beim BSH in Bezug auf den Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen zu etablierenden. Zudem sollte der darin enthaltene risikobasierte Analyseansatz auch für andere Anlagen, wie z. B. Kräne (siehe auch Anhang 3 zu §14 Absatz 4 der Betriebssicherheitsverordnung), angewandt werden, da deren Auslastung häufig gering ist und das Inspektionsintervall dementsprechend verlängert werden könnte.\r\nZudem sollten auch vergleichbare Standards für die technische Bewertung eines Weiterbe-triebs der ONAS festgelegt werden, um für alle Seiten eine nachvollziehbare, transparente Prüfungs- und Bewertungsbasis zu schaffen.\r\nSeite 15 von 16\r\nGrundsätzlich gilt es aus Sicht des BDEW zu beachten, dass für einen möglichst kosteneffizien-ten Weiterbetrieb die zusätzlichen Inspektionsaufwände risikobasiert und zustandsgerecht festgelegt sowie und lediglich dann eingesetzt werden, wenn es aus Gründen der Standsicher-heit der Anlagen erforderlich ist.\r\n3 Anhang: Übersicht zu den Genehmigungszeiträumen der Bestands-OWPs\r\nWindpark\r\nKapazität in MW\r\nJahr(e) der Inbetrieb-nahme\r\nJahr(e) des Genehmi-gungsendes\r\nAlpha Ventus4\r\n60\r\n2009 - 2010\r\n2034\r\nBARD Offshore 1\r\n440\r\n2010 - 2013\r\n2035 - 2038\r\nMeerwind Süd Ost\r\n302\r\n2014 - 2015\r\n2039 - 2040\r\nOWP DanTysk\r\n302\r\n2014 - 2015\r\n2039 - 2040\r\nBorkum Riffgrund 1\r\n328\r\n2015\r\n2040\r\nBaltic 2\r\n302\r\n2015\r\n2040\r\nTrianel Windpark Borkum 1\r\n200\r\n2015\r\n2040\r\nGlobal Tech I\r\n400\r\n2014 - 2015\r\n2039 - 2040\r\nButendiek\r\n288\r\n2015\r\n2040\r\nOWP Nordsee Ost (1 & 2)\r\n295\r\n2014 - 2015\r\n2039 - 2040\r\nAmrumbank West\r\n302\r\n2015\r\n2040\r\nBaltic 1\r\n48\r\n2011\r\n2041\r\nGode Wind 2\r\n263\r\n2016\r\n2041\r\nGode Wind 1\r\n345\r\n2016\r\n2041\r\nOWP Sandbank\r\n302\r\n2016 - 2017\r\n2041 - 2042\r\nOWP Veja Mate\r\n422\r\n2017\r\n2042\r\nNordsee One\r\n332\r\n2017\r\n2042\r\nWIKINGER\r\n366\r\n2017\r\n2042\r\nArkona Becken Süd-Ost\r\n378\r\n2018\r\n2043\r\nBorkum Riffgrund 2\r\n465\r\n2018\r\n2043\r\nMerkur Offshore\r\n406\r\n2018 - 2019\r\n2043 - 2044\r\n4 Für den ersten deutschen Offshore-Windpark Alpha Ventus ist kein Weiterbetrieb geplant. Der OWP wird in den nächsten Jahren zurückgebaut.\r\nSeite 16 von 16\r\nDeutsche Bucht\r\n260\r\n2019\r\n2044\r\nEnBW Hohe See\r\n522\r\n2019\r\n2044\r\nEnBW Albatros\r\n118\r\n2020\r\n2045\r\nTrianel Windpark Borkum 2\r\n203\r\n2019 - 2020\r\n2044 - 2045\r\nOWP Kaskasi\r\n342\r\n2022\r\n2047\r\nArcadis Ost I\r\n257\r\n2023\r\n2048\r\nGode Wind 3\r\n266\r\n2024\r\n2049\r\nBaltic Eagle\r\n476\r\n2024\r\n2049\r\nBorkum Riffgrund 3\r\n913\r\n2025 - 2026\r\n2050 - 2051\r\nEnBW He Dreiht\r\n960\r\n2025 - 2026\r\n2050 - 2051\r\nQuelle: Eigene Erhebung basieren auf Marktstammdatenregister (Stand Herbst 2025) und BSH - Offshore-Vorhaben.\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":[{"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":"2026-04-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024593","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Beschleunigung des 110-kV-Hochspannungsnetzausbaus","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/19/b9/741957/Stellungnahme-Gutachten-SG2605260019.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, 23. April 2026\r\nBDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. Reinhardtstraße 32 10117 Berlin www.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nKurzfristige Maßnahmen zur Be-schleunigung des 110 kV-Hochspan-nungsnetzausbaus\r\nSeite 2 von 7\r\nInhalt\r\n1 Erforderlich ist ein Beschleunigungspaket für den Netzausbau ........................... 3\r\n2 Forderungen des BDEW zum „Infrastruktur-Zukunftsgesetz“ .............................. 4\r\n2.1 Reduzierung der Umweltprüfung bei Ersatzneubau bis 60 km Länge ........... 4\r\n2.2 Gleichstellung von Realkompensation und Ersatzzahlung (§ 15 BNatSchG) . 4\r\n2.3 Flexibilisierung der naturschutzrechtlichen Kompensation (§ 15 BNatSchG) 5\r\n3 Weitere BDDEW-Vorschläge für einen beschleunigten\r\nHochspannungsnetzausbau................................................................................ 5\r\n3.1 Ausweitung der Deltaprüfung auf Natur- und Artenschutz ........................... 5\r\n3.2 Freiwillige Planfeststellung für 110-kV-Freileitungen .................................... 5\r\n3.3 Keine UVP-Vorprüfungspflichten bei Vorhaben bis zu einer Länge von 5\r\nKilometern ...................................................................................................... 5\r\n3.4 Keine UVP-Vorprüfungspflichten bei Änderungs- und\r\nErtüchtigungsvorhaben .................................................................................. 6\r\n3.5 Stichtagsregelung im Genehmigungsverfahren ............................................. 6\r\n3.6 Ergänzung einer Vollständigkeitsprüfung im EnWG ...................................... 6\r\n3.7 Integration der Besitzeinweisung in den Planfeststellungsbeschluss ............ 6\r\n3.8 Öffentliches Interesse am schnellen Baubeginn ............................................ 6\r\n3.9 Besitzeinweisung für vorzeitigen Baubeginn ................................................. 7\r\nSeite 3 von 7\r\n1 Erforderlich ist ein Beschleunigungspaket für den Netzausbau\r\nIndustrie, Rechenzentren, E-Mobil-Ladeinfrastruktur, Erneuerbare Energien (EE), Speicher, Wärmepumpen - alle wollen an das Stromnetz angeschlossen werden. Um den exponentiell gestiegenen Netzanschlussbegehren zu entsprechen, ist es erforderlich, dass Netz schnellst-möglich auszubauen.\r\nBesondere Relevanz hat aktuell der Ausbau des 110 kV-Hochspannungsnetzes, der sowohl für die direkten Netzanschlüsse als auch für Netzanschlüsse im nachgelagerten Mittelspannungs-netz von besonderer Relevanz ist. Gleichzeitig ist ein Realisierungszeitraum von durchschnitt-lich 10 Jahren für den Hochspannungsausbau für einen Industriestandort wie Deutschland nicht akzeptabel. Daher muss der Gesetzgeber alle verfügbaren Potenziale für eine Beschleu-nigung des Netzausbaus nutzen: Ein Beschleunigungspaket für den Netzausbau ist daher dringend erforderlich.\r\nDer Gesetzgeber muss Maßnahmen ergreifen, die zu einer spürbaren Beschleunigung des Netzausbaus schnell und wirksam beitragen. Dafür kann das bereits im parlamentarischen Verfahren befindliche Infrastruktur-Zukunftsgesetz genutzt werden. Das Gesetz muss drin-gend um Belange der Energiewirtschaft erweitert werden. Der BDEW hat dazu konkrete For-derungen ins Verfahren eingebracht (Stellungnahme vom 2. Februar 2026).\r\nZum anderen sollte weiteres Potenzial genutzt werden. Der BDEW hat hierzu bereits zahlrei-che Vorschläge in Stellungnahmen und Positionspapieren1 gemacht. Im Folgenden fassen wir die wichtigsten Vorschläge und die zu Grunde liegenden Überlegungen kurz und stichwortartig zusammen.\r\nNeben Anpassungen im gesetzlichen Rahmen wird die dringend notwendige Beschleunigung des Hochspannungsnetzausbaus auch davon abhängen, dass in den Planfeststellungsbehörden\r\n1 Zu nennen sind beispielhaft die folgenden Papiere. Die dort enthaltenen Vorschläge wurden in abgeschlossenen und laufenden Gesetzgebungsvorhaben teilweise bereits aufgegriffen zahlreiche Punkte bleiben indes weiter ak-tuell: BDEW-Positionspapier zur Ausbaubeschleunigung im Stromverteilernetz vom 26.09.2024 BDEW-Themenpapier: Planung- und Zulassungsrecht und elektromagnetische Beeinflussung im Rahmen des Ge-setzgebungsverfahrens zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts zur Stärkung des Verbraucherschutzes BDEW-Stellungnahme zum Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie (RED III) in den Bereichen Windenergie auf See und Stromnetze\r\nSeite 4 von 7\r\neine ausreichende personelle Ausstattung gewährleistet ist und eine fokussierte und priori-sierte Bearbeitung der Genehmigungen ermöglicht wird.\r\nWeitere Maßnahmen wird der BDEW zudem zeitnah erarbeiten und zur Verfügung stellen.\r\nDer BDEW weist grundsätzlich ergänzend darauf hin, dass der Schutz der Trinkwasserressour-cen im Rahmen des Netzausbaus berücksichtigt werden muss. Dies betrifft insbesondere den Ausschluss der Nutzung von Schutzzonen I und II nach den geltenden Schutzgebietsverordnun-gen oder entsprechenden Vorschriften. Im Rahmen der Schutzgebietszone III muss danach im jeweiligen Einzelfall geprüft werden, welche Maßnahmen erlaubnisfähig sind.\r\n2 Forderungen des BDEW zum „Infrastruktur-Zukunftsgesetz“\r\nDas Bundeskabinett hat am 17. Dezember 2025 den Gesetzentwurf für ein Infrastruktur-Zu-kunftsgesetz auf den Weg gebracht. In seiner Stellungnahme hat der BDEW dringenden Nach-besserungsbedarf aufgezeigt: Kernpunkt ist, dass die Energieinfrastruktur bisher nicht mitge-dacht wurde. Das Gesetz bietet große Chancen, auch für die Beschleunigung des Netzausbaus, wenn mindesten folgende BDEW-Forderungen umgesetzt werden:\r\n2.1 Reduzierung der Umweltprüfung bei Ersatzneubau bis 60 km Länge\r\nFür Ersatzneubauvorhaben im 110-kV-Bereich sollte auf eine Umweltverträglichkeitsprüfung verzichtet und stattdessen ein vereinfachtes Screening unter Anwendung der Deltaprüfung nach § 43o EnWG durchgeführt werden. Der Regierungsentwurf des Infrastruktur-Zukunftsge-setzes sieht bereits eine entsprechende europarechtskonforme Regelung für die Elektrifizie-rung von Bahnstrecken bis zu einer Länge von 60 km vor.\r\n\r\nDadurch können wesentliche Verfahrensschritte entfallen und die Dauer der Genehmi-gungsverfahren erheblich reduziert werden.\r\n2.2 Gleichstellung von Realkompensation und Ersatzzahlung (§ 15 BNatSchG)\r\nIm Rahmen der naturschutzrechtlichen Eingriffskompensation sollten Realkompensation und Ersatzzahlung auch für den Netzausbau gleichgestellt werden.\r\n\r\nDies ermöglicht Geldzahlungen statt aufwändiger Ersatzprojekte. Der Netzbetreiber wird von Projektteilen entlastet und die Behörden erhalten Mittel für zielgerichteten Naturausgleich vor Ort.\r\nSeite 5 von 7\r\n2.3 Flexibilisierung der naturschutzrechtlichen Kompensation (§ 15 BNatSchG)\r\nIm Rahmen der Eingriffsregelung nach dem BNatSchG soll die Möglichkeit geschaffen werden, Kompensationsmaßnahmen nachträglich festzulegen.\r\n\r\nDadurch können Verzögerungen im Genehmigungsverfahren vermieden werden, die durch mangelnde Flächenverfügbarkeit vor Ort entstehen.\r\n3 Weitere BDEW-Vorschläge für einen beschleunigten Hochspannungsnetzausbau\r\n3.1 Ausweitung der Deltaprüfung auf Natur- und Artenschutz\r\nDie sog. Deltaprüfung für Ersatzneubauvorhaben nach § 43o EnWG sollte nicht nur für die UVP-Prüfung gelten, sondern auf die natur- und artenschutzrechtlichen Anforderungen „durchschlagen“, so dass sich die Prüfung auf die durch das Vorhaben verursachte Mehrbelas-tung beschränkt.\r\n\r\nDadurch wird die bestehende Vorbelastung der betroffenen Flächen durch bestehende Leitungen berücksichtigt. Zeitaufwändige Betrachtungen hypothetischer „Nullvarian-ten“ werden vermieden.\r\n3.2 Freiwillige Planfeststellung für 110-kV-Freileitungen\r\nFür kleinere Neubaumaßnahmen, beispielsweise bis 5 km, sollte ein freiwilliges Planfeststel-lungsverfahren ermöglicht werden. Die starre Verpflichtung, bereits ab einer Vorhabenlänge von 200 m ein Planfeststellungsverfahren durchzuführen, sollte entsprechend flexibilisiert werden.\r\n\r\nDadurch entfällt für kleinere Vorhaben das aufwändige Planfeststellungsverfahren, die Verfahren werden deutlich erleichtert. Für komplexere Vorhaben besteht weiterhin Wahlfreiheit.\r\n3.3 Keine UVP-Vorprüfungspflichten bei Vorhaben bis zu einer Länge von 5 Kilometern\r\nFür 110 kV-Leitungen mit einer Länge von weniger als 5 km sollte die UVP-Vorprüfungspflicht entfallen.\r\n\r\nDer vollständige Verzicht auf eine UVP-(Vor-)prüfung für Vorhaben mit geringem Um-fang verkürzt die Verfahrensdauer und vermeidet Rechtsunsicherheiten.\r\nSeite 6 von 7\r\n3.4 Keine UVP-Vorprüfungspflichten bei Änderungs- und Ertüchtigungsvorhaben\r\nZudem sollten für Änderungsvorhaben und Ertüchtigungsvorhaben über die Vorgaben des § 43f EnWG hinaus die Vorprüfungspflicht generell entfallen, da die Erfahrung zeigt, dass sich regelmäßig im Rahmen der Vorprüfungen keine Pflicht ergibt, eine UVP durchzuführen.\r\n\r\nDer Verzicht auf die Notwendigkeit einer UVP oder UVP-Vorprüfung würde auch die weitergehende Möglichkeit der Vorhabenzulassung im Rahmen der Plangenehmi-gung anstelle des aufwändigeren Planfeststellungsverfahrens nach § 43 EnWG i.V.m. § 74 Abs. 6 VwVfG ermöglichen.\r\n3.5 Stichtagsregelung im Genehmigungsverfahren\r\nFür die Beurteilung der Sach- und Rechtslage soll ein früherer Stichtag (Vorschlag: Ende der Behördenbeteiligung) festgelegt werden.\r\n\r\nDies verhindert Verzögerungen durch nachträgliche Änderungen während des laufen-den Verfahrens\r\n3.6 Ergänzung einer Vollständigkeitsprüfung im EnWG\r\nBehörden sollten verpflichtet sein, innerhalb eines Monats die Vollständigkeit der Unterlagen zu prüfen.\r\n\r\nDadurch werden wiederholte Nachforderungen vermieden und es wird schneller Ent-scheidungsreife erreicht.\r\n3.7 Integration der Besitzeinweisung in den Planfeststellungsbeschluss\r\nDas Besitzeinweisungsverfahren sollte durch Anpassung von § 44b EnWG direkt in den Plan-feststellungsbeschluss integriert werden, sodass ein separates Verfahren entfällt und Zeit ein-gespart wird\r\n\r\nDies reduziert insb. Schnittstellenverluste zwischen parallellaufenden Verfahren.\r\n3.8 Öffentliches Interesse am schnellen Baubeginn\r\nEs sollte klargestellt werden, dass der schnelle Baubeginn grundsätzlich geboten ist und das öffentliche Interesse daran besteht.\r\nSeite 7 von 7\r\n\r\nDas verhindert Verzögerungen bei der Umsetzung von Beschlüssen aus abgeschlosse-nen Planfeststellungsverfahren.\r\n3.9 Besitzeinweisung für vorzeitigen Baubeginn\r\nDie Möglichkeit der Besitzeinweisung soll bereits im Rahmen der Zulassung des vorzeitigen Baubeginns geschaffen werden.\r\n\r\nDadurch können Maßnahmen früher begonnen werden, und damit zu einer beschleu-nigten Realisierung der Vorhaben beitragen."},"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 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":"2026-04-28"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024594","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Weiterbetrieb von Offshore-Windparks und Offshore-Netzanbindungen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/37/44/741989/Stellungnahme-Gutachten-SG2605260026.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\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, 15. April 2026\r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin\r\nwww.bdew.de\r\nPositionspapier\r\nRegulatorische Anpassungen für\r\nden Weiterbetrieb von Offshore-\r\nWindparks und Netzanbindungssystemen\r\nDen koordinierten Weiterbetrieb von Bestandsanlagen auf\r\nbis zu 35 Jahre Laufzeit ermöglichen, um Systemkosten und\r\nUmwelteingriffe langfristig zu reduzieren\r\nSeite 2 von 16\r\nInhalt\r\nExecutive Summary ............................................................................................................. 3\r\n1 Hintergrund und Ziel ................................................................................................ 4\r\n2 Maßnahmenpaket zur Ermöglichung des Weiterbetriebs .......................................... 7\r\n2.1 Frühzeitige Festlegungen zum Weiterbetrieb treffen .......................................... 7\r\n2.2 Finanzierung des Weiterbetriebs der Offshore-Netzanbindungssysteme\r\nermöglichen .......................................................................................................... 9\r\n2.3 Offshore-Entschädigungsregime für Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus und\r\nden Weiterbetrieb anpassen .............................................................................. 11\r\n2.4 Technische Nachweise und Rahmenbedingungen für Weiterbetrieb festlegen 14\r\n3 Anhang: Übersicht zu den Genehmigungszeiträumen der Bestands-OWPs ............... 15\r\nSeite 3 von 16\r\nExecutive Summary\r\nDie Genehmigungen der ersten kommerziellen Offshore-Windparks (OWP) und der dazugehörigen\r\nOffshore-Netzanbindungssysteme (ONAS) in der deutschen Nord- und Ostsee laufen\r\nnach 25 Jahren Betriebszeit ab Anfang der 2040er Jahre aus. Ohne anderweitige Festlegungen\r\nhätte dies grundsätzlich einen direkten Rückbau der Anlagen zur Folge, obwohl längere Betriebszeiten\r\ndurch einen (in Clustern koordinierten) Weiterbetrieb unter Umständen technisch,\r\nwirtschaftlich und rechtlich möglich sowie volkswirtschaftlich und ökologisch sinnvoll\r\nsein können. Eine Studie des Fraunhofer IWES zeigt, dass ein koordinierter Weiterbetrieb im\r\nVergleich zum direkten Rück- und Neubau die Stromerträge steigern sowie die Systemkosten\r\nund Umwelteingriffe langfristig reduzieren kann (siehe Fraunhofer IWES 2025).\r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW folgende regulatorische Maßnahmen vor, um die\r\nidentifizierten Potenziale des Weiterbetriebs von OWP und ONAS nutzbar machen zu können:\r\n› Zuerst müssen zeitnah die notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen für den\r\nWeiterbetrieb im Rahmen der anstehenden Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes\r\n(WindSeeG) geschaffen werden, um darauf aufbauend konkrete Entscheidungen im Flächenentwicklungsplan\r\n(FEP) treffen zu können. Dabei sollten folgende Aspekte als Gesamtpaket\r\nadressiert werden:\r\n Regulierungsrahmen für den Weiterbetrieb der Offshore-Netzanbindungssysteme\r\nanpassen, damit der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für die mit dem Weiterbetrieb\r\nverbundenen Risiken eine angemessene Kompensation erhält, um den Weiterbetrieb\r\nauch gegenüber dem Neubau attraktiv zu gestalten (siehe Kapitel 2.2);\r\n Offshore-Entschädigungsregime (§ 17e EnWG) für Betriebszeiten nach Ende der\r\nEEG-Vergütung und über 25 Jahre hinaus entsprechend der sich ändernden Rahmenbedingungen\r\nangepasst fortschreiben (siehe Kapitel 2.3);\r\n Technische Nachweise für Weiterbetrieb anhand etablierter Standards festlegen\r\nund somit Harmonisierung mit anderen europäischen Märkten herstellen (siehe Kapitel\r\n2.4);\r\n› Zudem sollten bereits im Vorfeld von konkreten Festlegungen Gespräche für die betroffenen\r\nFlächen zwischen dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) und den\r\njeweiligen OWP-Betreibern und ÜNB stattfinden.\r\n› Darauf aufbauend sollten zeitnah Entscheidungen im Rahmen der Fortschreibung des FEP\r\nbezüglich des Weiterbetriebs für die ältesten kommerziellen OWPs getroffen werden, deren\r\nGenehmigungen im Zeitraum zwischen 2038 und 2040 enden. Frühzeitige Entscheidungen\r\nsind aus Sicht des BDEW notwendig, um einen zeitlichen Vorlauf von mindestens 15\r\nJahre vor dem Genehmigungsende der Anlagen zu ermöglichen, der für den Erfolg des\r\nWeiterbetriebs entscheidend ist.\r\nSeite 4 von 16\r\n› Die Entscheidungen zum Weiterbetrieb müssen auf den Ergebnissen der laufenden Bewertungen\r\nder ÜNB zur technischen und betrieblichen Machbarkeit eines Weiterbetriebs je\r\nnach ONAS, den Weiterbetriebsanträgen bzw. Interessensbekundungen der OWP-Betreiber\r\nsowie der volkswirtschaftlichen Sinnhaftigkeit eines Weiterbetriebes basieren und\r\ntransparent nachvollziehbar gemacht werden.\r\n› Die konkreten Festlegungen im FEP sollten so getroffen werden, dass sie einen koordinierten\r\nund damit volkswirtschaftlich sinnvollen Weiterbetrieb der Anlagen auf bis zu 35\r\nJahre Laufzeit je nach den Gegebenheiten im jeweiligen Cluster ermöglichen (siehe Studie\r\ndes Fraunhofer IWES).\r\n› Zudem sollte ein übergreifendes Enddatum pro OWP anhand der jüngsten Offshore-Windenergieanlage\r\n(OWEA) im Park und ein gemeinsamer Rückbau festgelegt werden, anstelle\r\nder bestehenden individuellen Enddaten je nach Inbetriebnahme der Einzelanlagen, um\r\neine effiziente Auslastung des ONAS und einen effizienten Rückbau zu gewährleisten.\r\n1 Hintergrund und Ziel\r\nIn der deutschen Nord- und Ostsee werden derzeit 33 Offshore-Windparks (OWP) mit einer\r\naktuellen Gesamtkapazität von rund 10 GW betrieben (Stand Q1 2026), die in der Regel für\r\neine Betriebszeit von 25 Jahren genehmigt wurden, mit der grundsätzlichen Möglichkeit einer\r\nVerlängerung. Die Genehmigungen der ersten größeren kommerziellen OWP, die ab\r\n2014/2015 in Betrieb genommen wurden, laufen ab etwa 2039/2040 aus. Ohne anderweitige\r\nFestlegungen/Verlängerungen hätte das Auslaufen der Genehmigungen einen direkten, unter\r\nUmständen ineffizienten Rückbau der einzelnen OWP nach 25 Jahren zur Folge, obwohl die\r\nPraxiserfahrungen zeigen, dass längere Betriebszeiten von OWPs und ONAS technisch – je\r\nnach Einzelfallprüfung – sowie wirtschaftlich und rechtlich möglich und sinnvoll sein können\r\n(siehe BDEW-Whitepaper 2024).\r\nDas WindSeeG ermöglicht in § 69 Abs. 7, dass eine nachträgliche Verlängerung der Genehmigung\r\num höchstens zehn Jahre einmalig möglich ist, „wenn der Flächenentwicklungsplan keine\r\nunmittelbar anschließende Nachnutzung […] vorsieht und die Betriebsdauer der zugehörigen\r\nNetzanbindung dies technisch und betrieblich ermöglicht.“ Des Weiteren ist die Möglichkeit\r\neiner Verlängerung in den bestehenden Genehmigungen der OWP in der Regel enthalten.\r\nDementsprechend ist ein Rückbau der OWP nach 25 Jahren im Sinne der Nachhaltigkeit, einschließlich\r\nökologischer Auswirkungen auf die Meeresumwelt, und Kosteneffizienz der Netze\r\nund Anlagen grundsätzlich zu hinterfragen. Hinsichtlich der Ertragsoptimierung und Umsetzbarkeit\r\ndes Übergangs zu den Folgewindparks ist es zudem besonders herausfordernd, dass in\r\nden bestehenden älteren Offshore-Wind-Clustern der Nordsee häufig mehrere Windparks mit\r\nunterschiedlichen Laufzeiten an ein gemeinsames ONAS angeschlossen sind (siehe Tabelle 1\r\nund Abbildung 1). Außerdem sollen bestehende Parks zukünftig zu größeren Flächen mit\r\nSeite 5 von 16\r\n2-GW-Netzanschlusskapazität zusammengelegt werden, was eine Koordination bei Laufzeiten,\r\nRück- und Neubau erfordert.\r\nTabelle 1: Überblick über das DolWin-Cluster (Gebiete N-1, N-2 und N-3) als Beispiel\r\nOWP MW IBN-Jahr Genehmigungsende\r\nONAS\r\nAlpha Ventus 60 2009-10 2034 alpha ventus\r\nBorkum Riffgrund 1 312 2015 2040\r\nDolWin1\r\nTrianel Windpark Borkum 1 200 2015 2040\r\nTrianel Windpark Borkum 2 200 2019-20 2044-45\r\nNordsee One 332 2017 2042\r\nDolWin2\r\nGode Wind 1 332 2016 2041\r\nGode Wind 2 252 2016 2041\r\nBorkum Riffgrund 2 450 2018 2043 DolWin3\r\nMerkur Offshore 396 2018-19 2043-44\r\nBorkum Riffgrund 3 913 2025 2050 DolWin5\r\nGode Wind 3 242 2024 2049\r\nDolWin6\r\nNordseecluster A (NC 1 & 2) 225; 433 2026 2051\r\nNordseecluster B (NC 3 & 4) 420; 480 2028 2053 DolWin4\r\nQuelle: Marktstammdatenregister, Stand Ende Q4 2025.\r\nAbbildung 1: Karte des DolWin-Clusters mit Angaben zum Genehmigungsende (rot)\r\nSeite 6 von 16\r\nQuelle: Eigene Darstellung basierend auf dem FEP 2023.\r\nVor diesem Hintergrund wurden in einer Studie des Fraunhofer IWES (2025) im Auftrag des\r\nBDEW am Beispiel des DolWin-Clusters verschiedene Weiterbetriebs- und Nachnutzungsszenarien\r\nuntersucht – von direktem, unkoordiniertem Rück- und Neubau bis hin zu Formen des\r\nkoordinierten und möglichst langen Weiterbetriebs mit anschließendem Rück- und Neubau.\r\nEinbezogen wurden dabei unter anderem Betriebs- und Investitionskosten, Ausfallraten, Rückbau-\r\nund Brachliegezeiten sowie Schiffs- und Lieferkettenkapazitäten.\r\nDie Ergebnisse der IWES-Studie zeigen, dass ein koordinierter Weiterbetrieb der Anlagen auf\r\nbis zu 35 Jahre Laufzeit mit anschließendem Rück- und Neubau die Stromerträge im Cluster\r\num bis zu 10 % steigern und gleichzeitig die volkswirtschaftlichen Kosten (in €/MWh) über\r\nden gesamten Zeitraum um bis zu circa 8 % senken kann – im Vergleich zu einem Szenario mit\r\neinem direkten Rück- und Neubau der Parks nach 25 Jahren Laufzeit. Gleichzeitig stellen die\r\nSzenarien mit einem koordinierten Weiterbetrieb vergleichsweise moderate Anforderungen\r\nan die Lieferketten und führen langfristig zu niedrigeren Belastungen des Ökosystems, da weniger\r\nAusbauzyklen notwendig wären.\r\nAbbildung 2: Kernergebnisse der Fraunhofer IWES-Studie zum Weiterbetrieb\r\nQuelle: Fraunhofer IWES 2025\r\nDaher sollte die Bundesregierung den koordinierten Weiterbetrieb der Anlagen auf bis zu 35\r\nJahre Laufzeit gebietsspezifisch in ihre Ausbauplanungen einbeziehen sowie frühzeitig regulatorisch\r\nermöglichen, um der Branche Planungssicherheit zu bieten. Denn der Weiterbetrieb\r\nder Anlagen kann zu einem hohen volkswirtschaftlichen Nutzen führen: Er bietet großes Potenzial,\r\ndie Erträge und Kosteneffizienz der Anlagen zu steigern, die ONAS möglichst effizient\r\nauszulasten, zusätzliche Netzkosten auf einen längeren Zeitraum zu verteilen, die Lieferketten,\r\nSchiffe und Häfen zu entlasten und die Umweltbilanz der Anlagen weiter zu verbessern.\r\nZu den weiteren Vorteilen zählt auch, dass durch einen Weiterbetrieb der älteren OWP und\r\nONAS um bis zu 10 Jahre das 70-GW-Ausbauziel bis 2045 erreicht werden kann, ohne dass der\r\nim Monitoringbericht (2025) adressierte „Puffer“ von zusätzlichen 8 GW für den Rückbau im\r\nSeite 7 von 16\r\nFEP benötigt würde (siehe EWI & BET 2025, S. 86). Konkret könnten so zum Beispiel jeweils\r\nzwei bestehende ONAS mit circa 900 MW sowie die damit angebundenen OWPs weiterbetrieben\r\nund dadurch der Neubau eines 2-GW-ONAS und -OWP um circa zehn Jahre verschoben\r\nwerden. Dies würde die Netzausbaukosten besser verteilen und den Druck auf die Lieferkette\r\nreduzieren.\r\nUm diese genannten Vorteile des Weiterbetriebs gegenüber den direkten Neuinvestitionen\r\nnutzen zu können, ist es allerdings entscheidend, dass in der anstehenden WindSeeG-Reform\r\ndie notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen angepasst bzw. geschaffen werden,\r\num den Weiterbetrieb mit größtmöglicher Planungssicherheit und Praktikabilität für alle beteiligte\r\nSeiten umsetzbar zu machen. Zudem sollte sichergestellt werden, dass die regulatorischen\r\nRahmenbedingungen so gesetzt werden, dass sie die Wirtschaftlichkeit des Weiterbetriebs\r\nder OWP nicht übermäßig einschränken und gleichzeitig die Wirtschaftlichkeit/Finanzierung\r\nder ONAS ermöglichen.\r\nDaher schlägt der BDEW im nächsten Kapitel Maßnahmen als Gesamtpaket vor, die zur Ermöglichung\r\ndes Weiterbetriebs zwingend gemeinsam gedacht und umgesetzt werden sollten.\r\n2 Maßnahmenpaket zur Ermöglichung des Weiterbetriebs\r\n2.1 Frühzeitige Festlegungen zum Weiterbetrieb treffen\r\nDie Erfahrungen aus der Praxis, Studien und die Diskussionen innerhalb der Offshore-Wind-\r\nBranche zeigen, dass für den Erfolg des Weiterbetriebs die möglichst frühzeitige Festlegung\r\nder Dauer entscheidend ist, um Betriebs-, Wartungs- und Instandhaltungspläne der OWP und\r\nONAS dementsprechend auslegen und die zunehmende Störanfälligkeit der Anlagen adressieren\r\nzu können. Dazu gehört unter anderem, dass:\r\n die heutige Betriebsstrategie entsprechend ausgerichtet (z.B. lastschonender OWP-Betrieb),\r\n notwendige Investitionen in Bestandsanlagen frühzeitig getätigt,\r\n Ersatzteile (für Hauptkomponenten) beschafft,\r\n die Personal- und Logistikorganisation (mit z.B. langfristigen Verträgen für Wartungsschiffe)\r\nentsprechend aufgestellt,\r\n ggf. zusätzliche Messdaten für die technische Nachweispflicht für den Weiterbetrieb\r\nerhoben und,\r\n die Rückbauplanung mit genügend Vorlaufzeit ausgerichtet werden können.\r\nZudem können frühzeitige Entscheidungen dazu beitragen, langfristige PPAs zur Dekarbonisierung\r\nder Industrie nach dem Auslaufen der EEG-Vergütung abzuschließen.\r\nDaher sollte aus Sicht des BDEW mindestens 15 Jahre vor dem Genehmigungsende Klarheit\r\nbezüglich des Weiterbetriebs der Bestandsanlagen geschaffen werden, um den Anlagenbetreibern\r\nund dem BSH genügend Zeit für Planung und Antragsbearbeitung zu bieten. Zudem ist\r\nSeite 8 von 16\r\neine solche Vorlaufzeit auch notwendig, um die Entwicklung potenzieller neuer ONAS für die\r\nGebiete rechtzeitig durch die ÜNB planen zu können.\r\nDie Genehmigungen der ältesten kommerziellen OWPs in der Nordsee, die zwischen 2013\r\nund 2015 in Betrieb genommen wurden, laufen im Zeitraum zwischen 2038 und 2040 aus.1\r\nUm den angesprochenen zeitlichen Vorlauf näherungsweise zu ermöglichen, müssen daher\r\nunter anderem für diese OWPs zeitnah Festlegungen bezüglich des Weiterbetriebs getroffen\r\nwerden.\r\nDer BDEW spricht sich daher für folgende Schritte aus:\r\n› Zuerst müssen die notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen für den Weiterbetrieb\r\n(siehe Kapitel 2.3 – 2.4) durch die anstehenden Reformen des WindSeeG, EnWG und\r\nder Anreizregulierung zeitnah geschaffen werden, damit für alle Seiten größtmögliche Planungssicherheit\r\nbesteht und die konkreten Entscheidungen getroffen werden können.\r\nGleichzeitig sollten bereits im Vorfeld von Festlegungen zielgerichtete Gespräche zu den\r\nbetroffenen Flächen zwischen dem BSH und den jeweiligen OWP-Betreibern und den ÜNB\r\nstattfinden.\r\n› Darauf aufbauend sollten konkrete Festlegungen im Rahmen der Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans\r\n(FEP) zum Weiterbetrieb der Anlagen sowie zur anschließenden\r\nNachnutzung der Flächen für die ältesten in Frage kommenden OWPs getroffen werden.\r\nDiese Entscheidungen müssen auf den Ergebnissen der laufenden Bewertungen der ÜNB\r\nzur technischen Machbarkeit eines Weiterbetriebs je nach ONAS, auf den Weiterbetriebsanträgen\r\nbzw. Interessensbekundungen der OWP-Betreiber, auf den aktuellen technischen\r\nStandards sowie auf der volkswirtschaftlichen Sinnhaftigkeit eines Weiterbetriebes\r\nbasieren. In diesem Zusammenhang sollten aus Sicht der OWP-Betreiber die Überlegungen\r\ndes BSHs als auch alle technischen Prüfungen transparent nachvollziehbar dargestellt werden.\r\n› Die konkreten Festlegungen im FEP sollten so getroffen werden, dass sie einen koordinierten\r\nund damit volkswirtschaftlich sinnvollen Weiterbetrieb der Anlagen von bis zu 10 Jahren\r\n– je nach den Gegebenheiten im jeweiligen Gebiet/Offshore-Wind Cluster – ermöglichen.\r\nBesonders wichtig ist ein koordiniertes Vorgehen, wenn dort mehrere OWPs mit unterschiedlichen\r\nLaufzeiten an ein ONAS angebunden sind. Ein konkretes Beispiel dafür, wie\r\nder koordinierte Weiterbetrieb im DolWin-Cluster volkswirtschaftlich sinnvoll ausgestaltet\r\nwerden kann, liefert eine Studie des Fraunhofer IWES aus dem Jahr 2025.\r\n› Im Rahmen eines solchen koordinierten Ansatzes sollte sichergestellt werden, dass durch\r\ndie zeitliche Abfolge der Außerbetriebnahme möglichst wenig ertragsmindernde\r\n1 Dies betrifft unter anderem die OWPs BARD Offshore 1, Meerwind Süd Ost, DanTysk, Borkum Riffgrund 1, Baltic\r\n2, Trianel Windpark Borkum, Global Tech I, Butendiek, Nordsee Ost, Amrumbank West mit einer Kapazität von\r\nrund 3 GW. Eine vollständige Liste findet sich im Anhang.\r\nSeite 9 von 16\r\nStillstands-Zeiten innerhalb der Gebiete/Cluster entstehen und eine möglichst effiziente\r\nAuslastung der ONAS sichergestellt gewährleistet wird, um den volkswirtschaftlichen Nutzen\r\ndes Weiterbetriebs zu maximieren. Zudem sollte ein äußerst komplexer und mit mehreren\r\nNachteilen verbundener paralleler Rück- und Neubau innerhalb eines Clusters vermieden\r\nwerden. Der Rückbau sollte auf bewährten technologischen Maßnahmen basieren\r\nund einen kosteneffizienten, realistischen und die Lieferketten berücksichtigenden Ablauf\r\nauf See ermöglichen.\r\n› Dabei sollte auch für Bestandwindparks ein übergreifendes Enddatum pro OWP festgelegt\r\nwerden, anstelle der bestehenden individuellen Enddaten je nach Datum der Inbetriebnahme\r\nder jeweiligen Offshore-Windenergieanlage (OWEA) innerhalb eines Parks. Für die\r\nFestlegung des übergreifenden Enddatums sollte das individuelle Enddatum der jüngsten\r\nAnlage im Park herangezogene werden (siehe Marktstammdatenregister). Eine solche Festlegung\r\nist notwendig, um eine effiziente Auslastung des ONAS und einen effizienten Rückbau\r\nzu gewährleisten, da der Netzanschluss bis zum Ablauf der Genehmigung der letzten\r\nOWEA bzw. bis zum Ende des Rückbaus aufgrund der Verkehrssicherungspflicht und Standsicherheit\r\naktiv bleiben sollte. Anderenfalls müsste der OWP im „Leerlauf“ betrieben und\r\nggf. Dieselgeneratoren verwendet werden. Zudem könnten somit einzelne OWEA auch\r\nwährend des Rückbauzeitraumes noch einspeisen.\r\nZudem sollte für den Weiterbetrieb grundsätzlich klargestellt werden, dass – anders als es in\r\neinigen Genehmigungsbescheiden der Bestandswindparks2 geregelt ist – im Weiterbetriebszeitraum\r\nnicht der gesamte OWP oder einzelnen OWEA unmittelbar zurückbaut werden müssen,\r\nwenn einzelne Anlagen aus technischen, rechtlichen oder genehmigungsseitigen Gründen\r\nabgeschaltet werden. Stattdessen sollte mehr Flexibilität für den Weiterbetrieb und grundsätzlich\r\nein gemeinsamer Rückbau aller OWEAs (einschließlich Fundamente) zum Weiterbetriebsende\r\nangestrebt werden. Bei Sicherheitsrisiken können Rotor, Gondel und Turm einzelner\r\nstillgelegter OWEA vorzeitig vorher zurückgebaut werden.\r\n2.2 Finanzierung des Weiterbetriebs der Offshore-Netzanbindungssysteme ermöglichen\r\nAus Sicht des BDEW sollte die Finanzierung des Weiterbetriebs der ONAS frühzeitig sichergestellt\r\nwerden, um eine langfristige Planungs- und Investitionssicherheit zu gewährleisten. Auch\r\nsollte die Möglichkeit geprüft werden, einen finanziellen Anreiz für die ÜNB zu schaffen, um den\r\nWeiterbetrieb der ONAS zu unterstützen. Bisher ist die Anreizregulierung so ausgestaltet, dass\r\nein Weiterbetrieb nach Ende der kalkulatorischen Nutzungsdauer strukturell nachteilig gegenüber\r\nNeuinvestitionen ist.\r\n2 In den Genehmigungsbescheiden von z.B. Nordsee One (2012), Meerwind Süd Ost (2007), Borkum Riffgrund 1\r\n(2004), abrufbar unter https://offshore-vorhaben.bsh.de/, ist folgendes geregelt: „Ferner erlischt die Genehmigung,\r\nsoweit der gesamte Windpark ohne hinreichende Begründung (…) dauerhaft außer Betrieb genommen\r\nwird oder einzelne Anlagen nur noch sporadisch betrieben werden.“\r\nSeite 10 von 16\r\nDarüber hinaus ist der ÜNB im Falle eines Weiterbetriebs des ONAS nach den derzeitigen regulatorischen\r\nRahmenbedingungen zunehmend verschiedenen Risiken ausgesetzt. Dazu zählen\r\ninsbesondere das steigende Risiko eines potenziellen Eigenanteils des ÜNB an Entschädigungszahlungen\r\nnach § 17 f (2) EnWG infolge von mit dem Anlagenalter wahrscheinlicher werdender\r\nStörungen der Netzanbindungen sowie mögliche regulatorische Kürzungen durch die\r\nBNetzA, sofern Aufwendungen nicht als effizient oder betriebsnotwendig anerkannt werden.\r\nMit fortschreitendem Alter der Netzanbindung wird die Beurteilung der Betriebsnotwendigkeit\r\nzudem immer schwieriger und weniger vorhersehbar, sodass sich für den ÜNB letztlich\r\nsehr schwer kalkulierbare Risiken ergeben.\r\nDaher schlägt der BDEW folgende Maßnahmen vor:\r\n› Der BDEW spricht sich dafür aus, die Finanzierung des Weiterbetriebs bestehender ONAS\r\nfrühzeitig und verlässlich abzusichern. Ziel ist es, langfristige Planungs- und Investitionssicherheit\r\nfür die ÜNB zu schaffen und gleichzeitig einen effizienten, sicheren und systemdienlichen\r\nBetrieb der bestehenden Infrastruktur über das Ende der kalkulatorischen Nutzungsdauer\r\nhinaus zu ermöglichen.\r\n› Hierfür sollte der Regulierungsrahmen – beispielsweise durch die ab dem Jahr 2029 grundlegend\r\ngeltende Festlegungskompetenz der BNetzA – so weiterentwickelt werden, dass für\r\neinen Weiterbetrieb über 25 Jahre hinaus notwendige Ersatz-, Retrofit- und Austauschmaßnahmen\r\nan Bestandsanlagen regulatorisch nicht schlechter gestellt sind als Neuinvestitionen\r\nund ÜNB als Ausgleich für die steigenden Risiken im Zusammenhang mit dem Weiterbetrieb\r\nangemessen kompensiert werden. Insbesondere dürfen für ÜNB keine finanziellen\r\nNachteile entstehen, wenn sie kostenintensive Maßnahmen zur Lebensdauerverlängerung\r\nund Betriebssicherheit bestehender ONAS umsetzen. Dies umfasst beispielweise die gesonderte\r\nFestlegung einer verkürzten Nutzungsdauer für Neuinvestitionen, angelehnt an den\r\nzu erwartenden restlichen Weiterbetriebszeitraum des ONAS.\r\n› Bei der Anpassung ist die unterschiedliche Ausgangslage je nach ÜNB und Inbetriebnahmedatum\r\nder ONAS zu berücksichtigen. Für Anlagen (von TenneT) mit Inbetriebnahme bis\r\nEnde 2019, die in der Regel unter eine bestehende, fixierte Übergangsregelung nach § 118\r\nAbs. 48 EnWG fallen, sollte ermöglicht werden, dass Ersatzinvestitionen für den Weiterbetrieb\r\nnun in diesen Rahmen integrierbar sind, ohne dass hieraus eine wirtschaftliche\r\nSchlechterstellung gegenüber Neuinvestitionen entsteht. Aber auch bei anderen Anlagen,\r\ndie nicht unter diese Übergangsregelung fallen, ist eine konsistente und, investitionsfreundliche\r\nBehandlung von Weiterbetriebsinvestitionen sicherzustellen.\r\n› Im Zuge der erwarteten Konkretisierung der künftigen Regelungen durch Festlegungen der\r\nBundesnetzagentur (BNetzA) – einschließlich der perspektivischen Ablösung bzw. Ergänzung\r\nder Mechanismen der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) für Neuanlagen mit Inbetriebnahme\r\nab 2029 – sollte zudem sichergestellt werden, dass Investitionen und Risiken\r\nim Zusammenhang mit dem Weiterbetrieb von ONAS eindeutig und sachgerecht erfasst sowie\r\nvergütet werden.\r\nSeite 11 von 16\r\n2.3 Offshore-Entschädigungsregime für Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus und den Weiterbetrieb\r\nanpassen\r\nHintergrund: Das Entschädigungsregime zwischen ÜNB und OWP-Betreiber ist in § 17e EnWG\r\ngeregelt. Es ermöglicht verschuldensunabhängige Entschädigungen des OWP-Betreibers unter\r\nanderem dann, wenn die Einspeisung einer betriebsbereiten Windenergieanlage aufgrund von\r\nStörungen oder Wartungsmaßnahmen der Netzanbindung nicht möglich ist. Die derzeit geltenden\r\nBestandsregelungen lassen sich wie folgt zusammenfassen:\r\n› Für Bestandsparks ohne Zuschläge in Ausschreibungen ist in § 17e Absatz 1 EnWG geregelt,\r\ndass der OWP-Betreiber vom ÜNB erst dann eine Entschädigung für entstandene Vermögensschäden\r\nin Höhe von 90 Prozent des nach § 19 des EEG im Fall der Direktvermarktung\r\nbestehenden Zahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro kWh erhalten kann, sofern Störungen\r\nder Netzanbindung,\r\n länger als zehn aufeinander folgende Tage ununterbrochen auftreten, oder\r\n an mehr als 18 Tagen im Kalenderjahr ganztägig auftreten, unabhängig davon, ob der\r\nÜNB die Störung zu vertreten hat oder nicht (sog. zeitlicher Selbstbehalt).3\r\n Führt der ÜNB die Störung vorsätzlich herbei, steht dem OWP-Betreiber nach Satz 4\r\nbereits ab dem ersten Tag der Störung ein Entschädigungsanspruch in voller Höhe zu.\r\n› Im Fall von Wartungsmaßnahmen an der Netzanbindung besteht nach § 17e Abs. 3 EnWG\r\nein Entschädigungsanspruch, wenn eine betriebsbereite Windenergieanlage an mehr als\r\nzehn Tagen im Kalenderjahr nicht einspeisen kann. Die Höhe der Entschädigung richtet sich\r\nnach § 17e Abs. 1 S. 1 EnWG. Die Berechnung der Ausfalltage erfolgt in diesem Fall auf Basis\r\nder vollen Stunden der Wartungsmaßnahme, die entsprechend addiert werden können.\r\n› Für OWP mit Zuschlägen in Ausschreibungen regelt § 17e Abs. 3a EnWG die Anwendbarkeit\r\ndes § 17e Abs. 1 und Abs. 3 mit der Maßgabe, dass die Entschädigung 90 Prozent des anzulegenden\r\nWerts, mindestens aber 90 Prozent des Monatsmarktwerts, beträgt.\r\nBasierend auf den derzeitigen Regelungen ergeben sich vor insbesondere zwei zentrale Herausforderungen\r\nfür Betriebszeiten über 20 Jahre hinaus:\r\n› Für Bestandswindparks, die keinen Zuschlag in einer Ausschreibung (seit 2017) erhalten haben,\r\nbesteht nach § 17e Abs. 1 EnWG eine unsichere Rechtslage sowie häufig faktisch kein\r\nEntschädigungsanspruch mehr, wenn die Anlagen nach 20 Jahren – oder bereits zuvor infolge\r\ndes sog. Stauchungsmodells – aus der EEG-Direktvermarktung in die PPA-Vermarktung wechseln\r\n(müssen), obwohl sie noch bis zum Ende ihrer Genehmigungsdauer von 25 Jahren oder\r\ndarüber hinaus in Betrieb sind. Dies liegt daran, dass der EEG-Zahlungsanspruch für die\r\n3 Der BGH hat in seinem Urteil vom 21.10.2025 klargestellt, dass Entschädigungen nach Ablauf des zeitlichen\r\nSelbstbehalts nur zu zahlen sind, wenn die Netzanbindung den gesamten Tag gestört und eine Einspeisung nicht\r\nmöglich war.\r\nSeite 12 von 16\r\nBemessung der Entschädigung dann nicht mehr existiert bzw. bei Auslaufen des Stauchungsmodells\r\nauf den Grundwert von 3,9 Cent pro kWh absinkt. In der Regel wechseln die OWP in\r\ndiesem Fall auf die sonstige Direktvermarktung nach § 21a EEG, sodass der Verweis in 17e\r\nAbs. 1 S. 3 EnWG auf den EEG-Zahlungsanspruch nach § 19 EEG ins Leere läuft. Dementsprechend\r\nmuss für Bestandswindparks bereits für den Zeitraum zwischen dem Ende der vollen\r\nEEG-Vergütung und dem Ablauf der bisherigen Genehmigungsdauer von 25 Jahren ein entsprechendes\r\nEntschädigungsregime geschaffen werden. Diese Regelungslücke entspricht\r\nnicht der gesetzgeberischen Intention, da OWP grundsätzlich – unabhängig vom gewählten\r\nVergütungsmodell – einen Entschädigungsanspruch nach § 17 e EnWG haben sollen.\r\n› Zudem existiert bislang keine Regelung in § 17e EnWG, die Entschädigungen von Bestandswindparks\r\nim etwaigen Weiterbetriebszeitraum über 25 Jahre hinaus ermöglicht. Gleichzeitig\r\nsteigt in diesem Zeitraum zweifellos die Wahrscheinlichkeit von Ausfällen der ONAS,\r\nwodurch die Verfügbarkeit für die Energieübertragung abnehmen kann. Vor diesem Hintergrund\r\nsieht der BDEW die zwingende Notwendigkeit, für den Weiterbetriebszeitraum eine\r\nspezielle und sachgerechte Entschädigungsregelung in § 17e EnWG für den Weiterbetriebszeitraum\r\nneu einzuführen. Dies hätte zudem den wesentlichen Vorteil einer einheitlichen\r\ngesetzlichen Regelung. Würde keine neue Regelung in § 17e EnWG für den Weiterbetriebszeitraum\r\neingeführt werden, müssten OWP-Betreiber ihre Ansprüche wegen Vermögensschäden\r\ninfolge von Unterbrechungen der Netzanbindung individuell zivilrechtlich gegenüber\r\nden ÜNB geltend machen. Dies würde zu kostenintensiven, einzelfallbezogenen und\r\nlangwierigen Gerichtsverfahren führen – mit entsprechenden Belastungen sowohl für die\r\nÜNB als auch für die Letztverbraucher.\r\nDer BDEW schlägt daher folgende Maßnahmen vor:\r\n› Für Bestandswindparks im Zeitraum zwischen dem Ende der in Anspruch genommenen\r\nEEG-Vergütung und Ende dem Ablauf der bisherigen Genehmigungsdauer von 25 Jahren\r\nsollte die Entschädigungsregelung nach § 17e Abs. 3a EnWG mit dem dort enthaltenen Verweis\r\nauf den Monatsmarktwert als Bemessungsgrundlage angewendet werden, um für\r\nbeide Seiten die notwendige Planungssicherheit zu gewährleisten. Der Gesetzestext in §\r\n17e Abs. 1 S. 1 EnWG sollte wie folgt angepasst werden:\r\n(1) Ist die Einspeisung aus einer betriebsbereiten Windenergieanlage auf See länger als zehn\r\naufeinander folgende Tage wegen einer Störung der Netzanbindung nicht möglich, so kann\r\nder Betreiber der Windenergieanlage auf See von dem nach § 17d Absatz 1 und 6 anbindungsverpflichteten\r\nÜbertragungsnetzbetreiber ab dem elften Tag der Störung unabhängig\r\ndavon, ob der anbindungsverpflichtete Übertragungsnetzbetreiber die Störung zu vertreten\r\nhat, für entstandene Vermögensschäden eine Entschädigung in Höhe von 90 Prozent des\r\nnach § 19 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes im Fall der Direktvermarktung bestehenden\r\nZahlungsanspruchs abzüglich 0,4 Cent pro Kilowattstunde, mindestens aber 90 Prozent des\r\nMonatsmarktwerts im Sinne der Anlage 1 Nummer 2.2.3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes\r\nverlangen.\r\nSeite 13 von 16\r\n› Für einen möglichen Weiterbetriebszeitraum über 25 Jahre hinaus sollte eine spezielle, zusätzliche\r\nEntschädigungsregelung in § 17e EnWG eingeführt werden, die die gegenüber der\r\nRegelbetriebsdauer abweichenden technischen und kommerziellen Konditionen widerspiegelt.\r\nHierbei ist vor allem die zu erwartende, mit zunehmender Betriebsdauer steigende\r\nAusfallwahrscheinlichkeit und -dauer der über ihre Auslegungsdauer hinaus betriebenen\r\nNetzanbindung infolge der alternden Anlagen zu berücksichtigen. Ebenso relevant ist es,\r\nden geminderten Umfang der Absicherung des OWP aufgrund der nicht mehr notwendigen\r\nRefinanzierung seiner Kapitalkosten in diesem Zeitraum angemessen und ausgewogen zu\r\nadressieren. Hierbei ist zu beachten, dass Betriebskosten der OWPs auch bei Nicht-Einspeisung\r\nin gleichbleibender Höhe anfallen (Inspektionen, Logistik, Personal, etc.).\r\n› Aus Sicht des BDEW sind verschiedene Möglichkeiten zur Ausgestaltung des Entschädigungsregimes\r\nfür den Weiterbetrieb denkbar:\r\n Der zeitliche Selbstbehalt von derzeit zehn aufeinander folgenden Tagen oder 18 vollen\r\nTagen im Kalenderjahr könnte entsprechend der steigenden Ausfallwahrscheinlichkeit\r\nund -dauer in vertretbarem Maße schrittweise erhöht werden, um übermäßige\r\nEntschädigungszahlungen in diesem Zeitraum zu vermeiden, ohne dabei aber die Wirtschaftlichkeit\r\ndes Weiterbetriebs auf Seiten der OWP-Betreiber zu gefährden. Allerdings\r\nist bislang weitgehend unklar, in welchem Umfang die Ausfallwahrscheinlichkeiten\r\neinzelner ONAS-Komponenten im Weiterbetriebszeitraum tatsächlich steigen und\r\nwie hoch die Absicherungsbedarfe der OWP-Betreiber in diesem Zeitraum ausfallen.\r\nEin entsprechendes Gutachten hierzu könnte hierzu eine belastbare Grundlage für die\r\nkonkrete Ausgestaltung des Entschädigungsregimes liefern.\r\n Grundsätzlich sollte bei der Ausgestaltung sichergestellt werden, dass die ursprüngliche\r\ngesetzgeberische Intention zur Einführung des § 17e EnWG im Grundsatz auch im\r\nWeiterbetrieb weiterhin Anwendung findet. Die Einführung des Entschädigungsregimes\r\nnach § 17e EnWG zielte vorrangig darauf ab, OWP-Betreiber in einem angemessenen\r\nUmfang von Risiken zu entlasten, die außerhalb ihrer Einflusssphäre liegen und\r\nmit der Errichtung sowie dem Betrieb der Offshore- Netzanbindung verbunden sind.\r\nDamit sollte insbesondere die Refinanzierung der Kapitalkosten innerhalb des Regelbetriebszeitraums\r\nmit hinreichender Sicherheit gewährleistet werden. Dies erfolgt in der\r\nRegel innerhalb der vorgesehenen Regelbetriebsdauer. Eine solche Befreiung von Risiken\r\nbesteht daher im Weiterbetrieb nicht mehr im gleichen Maße. Es besteht jedoch\r\nweiterhin der deutlich eingeschränkte Absicherungsbedarf erhöhter Betriebsaufwände,\r\nnotwendiger Instandhaltungen oder Repowering-Maßnahmen des OWP. Daher\r\nsollten mögliche steigende Selbstbehalte so gewählt werden, dass dies die Wirtschaftlichkeit\r\ndes Weiterbetriebs nicht gefährdet wird.\r\n Als alternative Option zur Steigerung des zeitlichen Selbstbehalts könnte die Einführung\r\neines gedeckelten Novellierungskontos angedacht werden. Ein solches Konto\r\nwürde es ermöglichen, dass in einem Jahr potenziell nicht beanspruchte\r\nSeite 14 von 16\r\nSelbstbehaltstage oder ein Teil dieser nicht beanspruchten Tage in die Folgejahren des\r\nWeiterbetriebszeitraums übertragen werden können. So könnten auch bei größerer\r\nAusfallzeit in einem Jahr, z. B. aufgrund einer umfangreichen Instandsetzung einer\r\nONAS-Komponente, eine übermäßige Entschädigungszahlung potenziell vermieden\r\nwerden, sofern im Vorjahr weniger Ausfalltage angefallen sind. Ziel dabei ist es, die\r\nEndverbraucher nicht mittelbar unverhältnismäßig zu belasten. Allerdings wäre eine\r\nDeckelung des Novellierungskontos notwendig, damit nicht durch eine starke Kumulation\r\nder übertragbaren Tage die Wirtschaftlichkeit des Betriebs in einem Jahr gefährdet\r\nwird.\r\n› Der BDEW regt zudem an, beim sogenannten Belastungsausgleich die bislang geltende gesetzliche\r\nVermutung der groben Fahrlässigkeit nach § 17f Abs. 2 S. 5 EnWG für ÜNB im\r\nFalle von Störungen für den Weiterbetriebszeitraum entfallen zu lassen. Dies sollte ausschließlich\r\ndie Regelung zur Bestimmung der Höhe des Eigenanteils der ÜNB betreffen,\r\nnicht jedoch den berechtigen Anspruch der OWP-Betreiber auf Schadenersatz. Im Weiterbetriebszeitraum\r\nverlassen die ONAS ihren ursprünglich vorgesehenen Auslegungs- und Lebenszyklusrahmen.\r\nDie Störungswahrscheinlichkeit steigt dadurch an, ohne dass den ÜNB\r\nhierfür ein schuldhaftes Verhalten zugerechnet werden kann. Vor diesem Hintergrund erscheint\r\ndie bestehende Vermutungsregel der groben Fahrlässigkeit bei Störungen der Netzanbindung\r\n(§ 17f Abs. 2 S. 5 EnWG) für den Weiterbetriebszeitraum nicht mehr sachgerecht.\r\nSie führt zu einer unzumutbaren Verlagerung technischer Alterungsrisiken in die alleinige\r\nRisikosphäre der ÜNB und widerspricht dem Erfordernis einer angemessenen und\r\nverursachungsgerechten Risikoverteilung im Weiterbetrieb.\r\n2.4 Technische Nachweise und Rahmenbedingungen für Weiterbetrieb festlegen\r\nAus Sicht des BDEW sollten für die technische Bewertung des Weiterbetriebs bereits in anderen\r\nLändern etablierte sowie vorhandene Standards genutzt und somit eine zusätzliche Sonderregelung\r\nvermieden werden.\r\nKonkret spricht sich der BDEW dafür aus, die von der Internationalen Elektrotechnischen Kommission\r\n(IEC) veröffentlichte Leitlinie IEC 61400-28 und den Standard DNV-ST-0262 - Lifetime\r\nextension of wind turbines (2016) als Grundlage für die technischen Fragestellungen beim BSH\r\nin Bezug auf den Weiterbetrieb von Offshore-Windenergieanlagen zu etablierenden. Zudem\r\nsollte der darin enthaltene risikobasierte Analyseansatz auch für andere Anlagen, wie z. B.\r\nKräne (siehe auch Anhang 3 zu §14 Absatz 4 der Betriebssicherheitsverordnung), angewandt\r\nwerden, da deren Auslastung häufig gering ist und das Inspektionsintervall dementsprechend\r\nverlängert werden könnte.\r\nZudem sollten auch vergleichbare Standards für die technische Bewertung eines Weiterbetriebs\r\nder ONAS festgelegt werden, um für alle Seiten eine nachvollziehbare, transparente\r\nPrüfungs- und Bewertungsbasis zu schaffen.\r\nSeite 15 von 16\r\nGrundsätzlich gilt es aus Sicht des BDEW zu beachten, dass für einen möglichst kosteneffizienten\r\nWeiterbetrieb die zusätzlichen Inspektionsaufwände risikobasiert und zustandsgerecht\r\nfestgelegt sowie und lediglich dann eingesetzt werden, wenn es aus Gründen der Standsicherheit\r\nder Anlagen erforderlich ist.\r\n3 Anhang: Übersicht zu den Genehmigungszeiträumen der Bestands-OWPs\r\nWindpark Kapazität in\r\nMW\r\nJahr(e) der Inbetriebnahme\r\nJahr(e) des Genehmigungsendes\r\nAlpha Ventus4 60 2009 - 2010 2034\r\nBARD Offshore 1 440 2010 - 2013 2035 - 2038\r\nMeerwind Süd Ost 302 2014 - 2015 2039 - 2040\r\nOWP DanTysk 302 2014 - 2015 2039 - 2040\r\nBorkum Riffgrund 1 328 2015 2040\r\nBaltic 2 302 2015 2040\r\nTrianel Windpark Borkum 1 200 2015 2040\r\nGlobal Tech I 400 2014 - 2015 2039 - 2040\r\nButendiek 288 2015 2040\r\nOWP Nordsee Ost (1 & 2) 295 2014 - 2015 2039 - 2040\r\nAmrumbank West 302 2015 2040\r\nBaltic 1 48 2011 2041\r\nGode Wind 2 263 2016 2041\r\nGode Wind 1 345 2016 2041\r\nOWP Sandbank 302 2016 - 2017 2041 - 2042\r\nOWP Veja Mate 422 2017 2042\r\nNordsee One 332 2017 2042\r\nWIKINGER 366 2017 2042\r\nArkona Becken Süd-Ost 378 2018 2043\r\nBorkum Riffgrund 2 465 2018 2043\r\nMerkur Offshore 406 2018 - 2019 2043 - 2044\r\n4 Für den ersten deutschen Offshore-Windpark Alpha Ventus ist kein Weiterbetrieb geplant. Der OWP wird in den\r\nnächsten Jahren zurückgebaut.\r\nSeite 16 von 16\r\nDeutsche Bucht 260 2019 2044\r\nEnBW Hohe See 522 2019 2044\r\nEnBW Albatros 118 2020 2045\r\nTrianel Windpark Borkum 2 203 2019 - 2020 2044 - 2045\r\nOWP Kaskasi 342 2022 2047\r\nArcadis Ost I 257 2023 2048\r\nGode Wind 3 266 2024 2049\r\nBaltic Eagle 476 2024 2049\r\nBorkum Riffgrund 3 913 2025 - 2026 2050 - 2051\r\nEnBW He Dreiht 960 2025 - 2026 2050 - 2051\r\nQuelle: Eigene Erhebung basieren auf Marktstammdatenregister (Stand Herbst 2025) und BSH\r\n- Offshore-Vorhaben."},"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":"2026-04-16"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024609","regulatoryProjectTitle":"Einführung kooperativer Sicherheitsnetzwerke für kritische Energie- und Wasserinfrastrukturen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7e/36/742197/Stellungnahme-Gutachten-SG2605260035.pdf","pdfPageCount":5,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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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 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\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nEinleitung \r\nDer Anschlag auf die Stromnetzinfrastruktur in Berlin hat im Nachgang zu der Frage geführt, mit \r\nwelchen geeigneten Maßnahmen ein verbesserter Informationsaustausch zur Bereitstellung \r\nvon Material und Fachpersonal in solchen Krisenfällen schnell sichergestellt werden kann. \r\nGleichzeitig besteht der Bedarf in der Energie- und Wasserwirtschaft, auch für Krisen-, und Ver\r\nteidigungsfälle Koordinationsstrukturen zu entwickeln.  \r\nDie Situation in Berlin hat gezeigt, dass ein Austausch von Materialien und Hilfsleistungen in \r\nhohem Maße zwischen den Stromnetzbetreibern, aber auch mit Akteuren anderer Sparten, er\r\nfolgt ist. Deshalb sollten die Netzwerke als „kooperative Sicherheitsnetzwerke“ strukturiert und \r\nmöglichst übergreifend gestaltet werden. Dabei kann und sollte - so weit wie möglich - auch auf \r\nbereits bestehende Netzwerke sowie auf Informationen der VNB (VNB Strom) und ÜNB zurück\r\ngegriffen und gegebenenfalls auf diese aufgebaut werden. Dies kann auch eine Grundlage bie\r\nten, um die weiteren kritischen Energie- und Wasserversorgungsinfrastrukturen (Stromerzeu\r\ngung, Gas, Wärme, Wasser und Abwasser) mit einzubinden.      \r\nDie kooperativen Sicherheitsnetzwerke sollten sowohl für lokal begrenzte Schadenslagen als \r\nauch perspektivisch für überregionale Szenarien bis hin zum Verteidigungsfall auslegbar und \r\noperationalisierbar sein. Hierzu muss sichergestellt werden, dass Maßnahmen skalierbar sind \r\nund ein schneller Übergang von regionalen Unterstützungsstrukturen zu überregional koordi\r\nnierten Einsatzmechanismen erfolgen kann. So hat sich gezeigt, nicht zuletzt mit Blick auf die \r\nErfahrungen in der Ukraine, dass dezentral, regional und überregional verankerte Strukturen \r\neinen wesentlichen Beitrag zur Resilienz leisten. Eine Stärkung regionaler Fähigkeiten zur Ei\r\ngenversorgung, Materialbevorratung und kurzfristigen Personaldisposition kann insbesondere \r\ndie Abhängigkeit von zentralen Strukturen reduzieren und die Reaktionsfähigkeit im Krisenfall \r\nsignifikant erhöhen. Entscheidend ist daher ein ausgewogenes Zusammenspiel aus robusten, \r\ndezentralen Kapazitäten und leistungsfähigen überregionalen Koordinierungsmechanismen. \r\nVor dem Hintergrund der angespannten Finanzierungslage der Unternehmen (z.B. in Hinblick \r\nauf die Umsetzung der Energiewende) sollten die durch das erhöhte Schutzniveau erhöhten \r\nSicherheitskosten für die Netzbetreiber im Sinne eines „Sicherheitsbeitrages“ als nicht beein\r\nflussbare Kosten regulatorisch anerkannt werden. Entsprechendes sollte für Entgelte und Ge\r\nbühren etwa von Wasserver- und Wasserentsorgungsinfrastrukturen gelten. Eine analoge An\r\nerkennung ist auch für weitere Sparten zu prüfen. Die Höhe der Sicherheitskosten wird nicht \r\nallein über Preise, Netzentgelte und Gebühren gedeckt werden können. Angesichts der zuneh\r\nmenden hybriden Bedrohungslage ist es erforderlich, die Kosten aus den erhöhten Schutz- und \r\nSeite 2 von 5 \r\nResilienzmaßnahmen auch über einen noch einzurichtenden Resilienzfonds und den Verteidi\r\ngungsetat zu finanzieren. \r\nVorschlag \r\nVor diesem Hintergrund schlägt der BDEW folgende Maßnahmen vor:  \r\n1. Gründung kooperativer Sicherheitsnetzwerke \r\nUnter weitgehender Nutzung geeigneter bestehender Strukturen werden auf regionaler \r\nEbene in einer ersten Stufe auf der Basis freiwilliger Kooperationen sog. „kooperative Sicher\r\nheitsnetzwerke“ gegründet. \r\nDiese kooperativen Sicherheitsnetzwerke haben das Ziel: - - \r\nInformationen zwischen den kritischen Versorgern/Entsorgern zu relevanten Sicher\r\nheitsthemen auf einer vertraulichen Basis auszutauschen. Dabei soll auch auf beste\r\nhende Informationsquellen zurückgegriffen werden. \r\nEine gemeinschaftliche Transparenz über relevante Anlagen/Betriebsmittel und Fach\r\npersonal herzustellen, die im Falle einer Krisensituation gegenseitig zur Verfügung ge\r\nstellt werden können (Unterstützungsleistungen). Dabei ist sicherzustellen, dass Infor\r\nmationen über sicherheitsrelevante Anlagen, kritische Betriebsmittel, Lagerorte, Per\r\nsonalverfügbarkeiten und operative Unterstützungsleistungen unter Beachtung ange\r\nmessener Schutz- und Zugriffsregelungen ausgetauscht werden. Dies erfolgt auf frei\r\nwilliger Basis und nach Können und Vermögen. Die Krisensituationen in Berlin und im \r\nAhrtal haben gezeigt, dass eine hohe Bereitschaft zur gegenseitigen Hilfe besteht. Die \r\nregionale Nähe ermöglicht schnelles Handeln. \r\nRegional ist die Abstimmung der Unterstützungsleistungen im Krisenfall mit den weiteren rele\r\nvanten Institutionen (Feuerwehr, Polizei, THW, Verwaltung, Bundeswehr, etc.) zu prüfen. Es \r\nsollte geprüft werden, ob Kontaktpersonen für die Kommunikation mit diesen Institutionen be\r\nnannt werden können. Diese Kontaktpersonen könnten als fachliche Schnittstellen dienen, La\r\ngeinformationen einordnen, operative Bedarfe vermitteln und dazu beitragen, personelle, or\r\nganisatorische oder technische Engpässe schneller zu identifizieren und zu kompensieren. \r\nDie Verteilnetzbetreiber bzw. die relevanten Unternehmen legen unter Beachtung der lokalen \r\nund regionalen Versorgungssituation den räumlichen Zuschnitt der kooperativen \r\nSeite 3 von 5 \r\nSicherheitsnetzwerke fest und stimmen untereinander die relevanten Unterstützungsleistun\r\ngen ab. Das Netzwerk sollte auf weitere Wertschöpfungsstufen und Sparten erweiterbar sein. \r\n2. Virtuelles Billboard \r\nZur Vernetzung der „kooperativen Sicherheitsnetzwerke“ wird ein virtuelles „Billboard“ einge\r\nrichtet.  \r\nDas „Billboard“ hat zum Ziel, den gegenseitigen überregionalen Austausch von Informationen \r\nund im Krisenfall einen Nachfrage-/Angebotsaustausch zu ermöglichen, um zielgenauer Hilfe \r\nzur Verfügung stellen zu können.  \r\nDas „Billboard“ wird im Fall des gegenseitigen Austauschs der kooperativen Sicherheitsnetz\r\nwerke so ausgestaltet, dass sensible Informationen zu Anlagen, Betriebsmitteln, Lagerbestän\r\nden, Personalressourcen, Standorten und Einsatzfähigkeiten nur einem klar definierten, be\r\nrechtigten Nutzerkreis zugänglich sind.  \r\nDiese Art Billboard für den Fall des Nachfrage-/Angebots-Austausches hat der BDEW schon im \r\nRahmen der Krisensituation im Ahrtal auf lokaler Basis umgesetzt und könnte gegebenenfalls \r\nbundesweit ausgerollt werden. \r\n3. Mindeststandards \r\nIm Weiteren prüft die Branche, ob und wie die Vereinbarung von bestimmten Mindeststan\r\ndards (etwa Mindestreserve für Netzersatzanlagen) hilfreich sein kann. \r\nDie kooperativen Sicherheitsnetzwerke sollen prüfen, ob auf regionaler Ebene bzw. ggf. auf \r\nbundesweiter Ebene Mindeststandards möglich und hilfreich sind (z.B. Anzahl Netzersatzanla\r\ngen bezogen auf die Anzahl Einwohner). Die Einführung bestimmter Mindeststandards sowohl \r\nauf regionaler als ggf. auf bundesweiter Ebene kann hilfreich sein, sofern diese fachlich sinnvoll, \r\npraxistauglich und branchenbezogen ausgestaltet werden. Dabei sollten die unterschiedlichen \r\nAnforderungen der Sparten, Netzebenen, Unternehmensgrößen und regionalen Versorgungs\r\nstrukturen angemessen und zielgenau berücksichtigt werden. Pauschale Vorgaben ohne Bezug \r\nzur konkreten Versorgungssituation sollten vermieden werden. \r\nZugleich ist bei der Entwicklung möglicher Mindeststandards zwingend zu klären, wie die damit \r\nverbundenen Kosten refinanziert werden können. Dies betrifft nicht nur die erstmalige Beschaf\r\nfung zusätzlicher Materialien oder Netzersatzanlagen, sondern auch deren laufenden Unter\r\nhalt, Prüfung, Wartung, Lagerung, Versicherung, Transportfähigkeit und organisatorische Ein\r\nbindung in Krisenprozesse.  \r\nSeite 4 von 5 \r\nMindeststandards können nur dann wirksam umgesetzt werden, wenn zugleich tragfähige re\r\ngulatorische und finanzielle Rahmenbedingungen geschaffen werden. \r\nAnsprechpartner  \r\nMathias Böswetter \r\nFachgebietsleiter KRITIS-, Cyber- und Sicher\r\nheitspolitik \r\nTel: +49 30 300199-1526  \r\nmathias.boeswetter@bdew.de \r\nGunnar Mokosch \r\nFachgebietsleiter für netzwirtschaftliche \r\nGrundsatzfragen Strom \r\nTel.: +49 30 300199-1119  \r\ngunnar.mokosch@bdew.de \r\nSeite 5 von 5 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"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 Wirtschaft und Energie (BMWE)","shortTitle":"BMWE","url":"https://www.bmwk.de/Navigation/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-13"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024615","regulatoryProjectTitle":"Einführung einer strategischen Gasreserve zur Absicherung von Extremereignissen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ef/86/742327/Stellungnahme-Gutachten-SG2605260043.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":"Berlin, 11. Mai 2026 \r\nPositionspapier \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nGasversorgungssicherheit:  \r\nAusgestaltung einer strategischen \r\nReserve zur Absicherung  \r\nvon akuten Notfallsituationen und  \r\nExtremereignissen \r\nVersionsnummer: 1.0 \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 überregiona\r\nlen 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 Drit\r\ntel 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 Verhaltensko\r\ndex 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\n  \r\n \r\n Seite 2 von 10 \r\nInhalt \r\n1 Strategische Gasreserve: Hintergrund und Kurzbeschreibung ............................. 3 \r\n2 Quantifizierung .................................................................................................. 5 \r\n3 Auswahl: Regional und Ausschreibung ............................................................... 6 \r\n4 Befüllung: Auktionsbasiert ................................................................................. 8 \r\n5 Finanzierung: Aus dem Staatshaushalt ............................................................... 9 \r\n6 Freigabemechanismus: Hohe Aktivierungsschwelle ............................................ 9 \r\n7 Umsetzung bei Inanspruchnahme / Abruf ......................................................... 10 \r\n \r\n \r\n  \r\n1 Strategische Gasreserve: Hintergrund und Kurzbeschreibung  \r\nHintergrund  \r\n2027 laufen die derzeit geltenden Regelungen zu Gasspeicherfüllstandsvorgaben auf nationa\r\nler und europäischer Ebene aus. Sie waren in der konkreten Krisensituation in Folge des russi\r\nschen Angriffskriegs 2022 gerechtfertigt, sollten jedoch nicht verlängert werden. Es ist daher \r\nnotwendig, in diesem Jahr den rechtlichen Rahmen „post 2027“ zu gestalten.  \r\nGasspeicher sind wesentlicher Bestandteil der Energieinfrastruktur und tragen zur Stabilität \r\nund Sicherheit der Energieversorgung bei. Zugleich ist ein gut funktionierender Markt die \r\nGrundlage für eine sichere und bezahlbare Energieversorgung. Die Marktkräfte und bestehen\r\nden Verpflichtungen kommen jedoch an ihre Grenzen, wenn unerwartete Risiken sich materi\r\nalisieren und externe Schocks auftreten.  \r\nBei der Vorsorge für Extremsituationen können Märkte versagen, da sie nicht auf die Bereit\r\nstellung von öffentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in seltenen Extre\r\nmereignissen ausgerichtet sind. Solche Risiken werden nicht vollumfänglich vom Markt antizi\r\npiert und abgesichert. \r\nDie Schaffung einer strategischen Gasreserve ist daher zur Absicherung von akuten Notfallsitu\r\nationen und nicht antizipierbaren Extremereignissen ein sinnvolles Instrument. Sie muss je\r\ndoch auf Notfallsituationen beschränkt und die Einsatzbedingungen müssen klar definiert \r\nsein. \r\nHierzu hat der BDEW mit dem Positionspapier „Konzept Gasversorgungssicherheit und Weiter\r\nentwicklung Instrumente Absicherung für akute Notfallsituationen und Extremereignisse“ (Feb\r\nruar 2026) eine ausführliche Herleitung samt Analyse der veränderten Rahmenbedingungen \r\nund Lösungsoptionen vorgelegt. Seit dem russischen Angriffskrieg auf die Ukraine hat sich die \r\nVersorgungssituation grundlegend verändert: Norwegen ist - mit großer Zuverlässigkeit - der \r\ngrößte und wichtigste Lieferant, Gas wird aus einer Reihe weiterer Länder über Pipelines und \r\nper LNG importiert. Dadurch ist die Einbindung in den globalen Markt für verflüssigtes Erdgas \r\nwesentlich stärker als zuvor. Die Gasflüsse im Netz haben sich fundamental geändert. Und das \r\nwirkt sich auch auf die Speichernutzung aus. Diese „neue Normalität“ ist zudem von sicherheits- \r\nund geopolitischen Risiken und Herausforderungen geprägt. Mit der Sperrung der Straße von \r\nHormus und der Zerstörung von Energieanlagen im Golf in Folge des US-amerikanisch-israeli\r\nschen Kriegs gegen den Iran materialisieren sich entsprechende geopolitische Risiken in diesem \r\nFrühjahr. Das unterstreicht einerseits die Notwendigkeit, auf Krisenfälle noch besser vorberei\r\ntet zu sein und wirkt sich andererseits derzeit auf das Marktgeschehen und die Speicherdebatte \r\nSeite 3 von 10 \r\naus. Es ist aber notwendig, bei der Diskussion um die Instrumente und um die Funktion des \r\nMarktes klar abzuschichten.   \r\nGleichzeitig ist auch ein perspektivisch wirtschaftlicher Betrieb der Gasspeicher eine wesentli\r\nche Voraussetzung für Versorgungssicherheit. Versorgungssicherheit ist nicht nur eine Frage \r\nder verfügbaren Gasmengen, sondern auch des Vorhaltens physischer Flexibilität im System. \r\nDaher wird zu prüfen sein, ob das bestehende Marktmodell der „neuen Normalität“ seit 2022 \r\nin der sich geopolitische Herausforderungen verdichten noch entspricht oder angepasst wer\r\nden muss. Dies ist jedoch nicht Gegenstand dieses Positionspapiers.  \r\nMit den folgenden Ausführungen macht der BDEW einen Vorschlag zur konkreten Ausgestal\r\ntung einer strategischen Reserve: \r\nKurzbeschreibung  \r\nBei der strategischen Reserve organisiert eine zentrale Instanz die dauerhafte Vorhaltung ei\r\nner bestimmten Gasmenge in Gasspeichern, welche nur unter zuvor definierten Bedingungen \r\neingesetzt wird. Diese Gasmengen können im Eigentum des Staates liegen oder deren Vorhal\r\ntung als Dienstleistung eingekauft werden (s. hierzu Kap. 4).   \r\nDie strategische Reserve ist ein Instrument, das die beiden Absicherungsfälle – akute Hand\r\nlungsfähigkeit und Vorsorge für Extremereignisse – abdecken kann. Es ermöglicht, die Vorhal\r\ntung von Gas in Speichern entsprechend der staatlichen Absicherungsentscheidung und auf \r\nBasis einer Risikobewertung anzupassen, während der Zugriff darauf mit einem einheitlichen \r\nMechanismus erfolgt.  \r\nEine strategische Reserve darf jedoch ausschließlich zur Sicherung der physischen Versorgung \r\neingesetzt werden und nicht zur gezielten Dämpfung von Preisspitzen. Preissignale, die er\r\nwartbare Knappheiten anzeigen, sind gerade auch in einer Krise, ein wichtiges Steuerungs\r\ninstrument. Dieses darf nicht durch Eingriffe in die freie Preisbildung behindert werden.  \r\nEine strategische Reserve muss auf Notfallsituationen beschränkt sein und ihre Implementie\r\nrung ist so auszugestalten, dass Marktverzerrungen bestmöglich vermieden werden und die \r\nMarktteilnehmer ihren vertraglichen Lieferverpflichtungen für eine sichere Versorgung ihrer \r\nKunden nachkommen können. \r\nZiel ist es, die schnelle Handlungsfähigkeit in Krisen-/Notfallsituationen zu gewährleisten, in\r\ndem dediziert dafür vorgesehene Speichermengen unverzüglich aktiviert werden können.  \r\nSo können im Notfall auf diese Weise die Vorlaufzeit der Verfügungen des Bundeslastvertei\r\nlers ohne Versorgungsunterbrechung überbrückt werden. Die Wirkung der strategischen \r\nSeite 4 von 10 \r\nReserve ist abhängig von ihrem Umfang und den dann gegebenen jahreszeitlichen Bedingun\r\ngen und könnte somit auch länger wirken.  \r\nDem Nutzen der Absicherung durch eine strategische Reserve stehen Kosten gegenüber. Diese \r\nKosten gilt es möglichst gering zu halten und in der Ausgestaltung bestmögliche Kosteneffizi\r\nenz zu erzielen. Da die Sicherung der Versorgung in Krisen-/Notfallsituationen Staatsaufgabe \r\nist, sollten die mit einer strategischen Reserve verbundenen Kosten aus dem Staatshaushalt \r\nfinanziert werden. Zudem werden dem Markt Flexibilitätsquellen entzogen. Dimensionierung \r\nder strategischen Reserve und Beschaffung sind daher so zu gestalten, dass marktverzerrende \r\nund preistreibende Effekte vermieden bzw. minimiert werden.  \r\n2 Quantifizierung  \r\nDie Marktkräfte und bestehende vertragliche Verpflichtungen kommen dort an ihre Grenzen, \r\nwo unerwartete Risiken sich materialisieren, und externe Schocks auftreten. Eine Vorsorge für \r\nExtremsituationen können Märkte nur bedingt treffen, da sie nicht auf die Bereitstellung von \r\nöffentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in seltenen Extremereignissen \r\nausgerichtet sind. Das gewünschte Maß an Versorgungssicherheit und damit den Umfang der \r\nbenötigten Vorsorge zu definieren, ist Staatsaufgabe.  \r\nMit der „Neuen Normalität“, welche den Gasmarkt heute kennzeichnet, haben insbesondere  \r\ngeopolitische Risiken und Unwägbarkeiten eine neue Qualität erlangt. Der ungeplante Ausfall \r\nbzw. die gezielte Ausschaltung von Importrouten und -anlagen von wesentlichen Importquel\r\nlen ist mitzudenken; auch oder gerade in Kombination mit beispielsweise gleichzeitiger extre\r\nmer Kälte.  \r\nSeite 5 von 10 \r\nDimensionierungsansätze für eine strategische Reserve  \r\nBei der strategischen Reserve werden Speicherkapazitäten im dafür vorgesehenen Umfang \r\ndem Markt entzogen. Wesentliche Stellschrauben für die Dimensionierung sind Zeitraum und \r\nHöhe des Ausfalls von Gaslieferungen, die abgesichert werden sollen.  \r\nIn den Vorschlägen verschiedener gaswirtschaftlicher Verbände spiegelt sich die Bandbreite \r\nder Ansätze. So wie beispielsweise im Vorschlag einer strategischen Reserve im Umfang von \r\n16 TWh, welche den Ausfall der norwegischen Lieferkapazität zu zwei Dritteln über einen Zeit\r\nraum von 20 Tagen oder den vollständigen Ausfall über 10 Tage abdecken würde (FNB Gas), \r\nbis hin zu 78 TWh zur Absicherung des vollständigen Ausfalls der norwegischen Lieferkapazität \r\nnach Deutschland für 90 Tage (INES).  \r\nDie nutzbare Ausspeicherleistung bei Speichern sinkt druckbedingt mit abnehmendem Füll\r\nstand. Daher ist es je nach Festlegung der abzusichernden Tagesleistung und Gasmenge ggf. \r\nerforderlich, zur Darstellung der abzusichernden Leistung auch am Ende eines Winters mit \r\neher niedrigen Füllständen weitere Gasmengen in der strategischen Reserve vorzuhalten, die \r\ndann mit reduzierter Leistung ausgespeichert werden können. \r\nDer Staat muss das gewünschte Absicherungsniveau festlegen und entscheiden, ob und in \r\nwelchem Umfang eine Versicherungslösung implementiert werden soll und welches Risiko \r\nverbleibt. Dabei ist in regelmäßigen Abständen zu überprüfen, ob die festgelegten Mengen- \r\nund Leistungserfordernisse dem gewünschten Absicherungsniveau weiterhin entsprechen. \r\nDiese Erfordernisse müssen durch die regionalen Speichercharakteristika sinnvoll abgebildet \r\nwerden. \r\n3 Auswahl: Regional und Ausschreibung  \r\nVorüberlegungen \r\nBei der Auswahl der Gasspeicherkapazitäten für die strategische Reserve sind verschiedene \r\nAnsätze denkbar. Hierzu gehören beispielsweise:  \r\n› Verteilung der Speicheranlagen auf verschiedene Regionen gemäß ihrer Notwendigkeit in \r\nverschiedenen Ausfallszenarien (z.B. Ausfall Importroute, Ausfall zentraler Betriebsmittel) \r\n› Aufteilung auf die H-Gas-Regelenergiezonen des Marktgebietsverantwortlichen (MGV) mit \r\nbedarfsgerechter Gewichtung, wie sie im Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan vor\r\nliegen \r\nSeite 6 von 10 \r\n› Rein kostenbasierte Verteilung über wettbewerblichen Ausschreibungsmechanismus mit \r\noder ohne Ex-ante-Vorgabe einer regionalen Verteilung  \r\n› Ratierliche Zuteilung vs. Auswahl eines einzelnen Speichers \r\nGrundsätzlich sollten bei der Auswahl von Speichern für die strategische Reserve Kriterien wie \r\ndie Leistungsfähigkeit bzw. Volumen/Leistungsverhältnis der Speicher, räumliche Aspekte wie \r\ndie Netztopologie und insbesondere die Kosten Berücksichtigung finden.  \r\nEs ist zu berücksichtigen, dass es sowohl der Menge als auch einer entsprechenden Leistung \r\naus Speichern bedarf. Da die nutzbare Ausspeicherleistung aufgrund der Druckverhältnisse \r\nmit abnehmendem Füllstand sinkt, sollte bei der Ausgestaltung einer strategischen Reserve \r\nauf garantierte Ausspeicherleistungen statt Speichermengen abgestellt werden. Um Vergleich\r\nbarkeit verschiedener Speicher zu schaffen, sollten in einer Auktion (s.u.) einheitliche Produkt\r\nanforderungen (ggf. für schnellere und langsamere Speicherprodukte) spezifiziert werden.  \r\nBei der Größen-Spezifikation ergibt sich ein Spannungsfeld zwischen dem Szenario (z. B. \r\nx Tage gleichbleibende Leistung) und der Physik der Gasspeicher (maximale Leistung zu Be\r\nginn, dann abnehmend). Der BDEW empfiehlt, die Leistungsanforderungen für die Ausspeiche\r\nrung nach 14 Tagen zu reduzieren. Dies reduziert zum einen deutlich die Reservekosten und \r\nbasiert zudem auf der Einschätzung, dass mit zunehmender Zeitdauer nach Eintritt des Notfal\r\nlereignisses andere Instrumente (z.B. LNG, Kompensation aus Nachbarländern, Verbrauchsre\r\nduktion) koordiniert werden können und rechtzeitig zur Verfügung stehen. \r\nZweistufiges Modell: Regionale Verteilung mit Ausschreibung  \r\nDer BDEW schlägt ein zweistufiges Modell vor:  \r\n1) Regionale Verteilung \r\nDie strategische Reserve sollte in ihrer physischen Aufteilung regional breit verortet werden. \r\nDas gewährleistet insbesondere auch eine Risikostreuung. Die regionale Verteilung hat ent\r\nsprechend den Regelenergiezonen entlang der wesentlichen Transportrouten zu erfolgen, um \r\ndie Moleküle im Anwendungsfall direkt vor Ort zu haben. Diese Regionalität der strategischen \r\nReserve ist wichtig, da es sich um ein physisches Instrument handelt und die strategische Re\r\nserve eben gerade nicht der „Badewannen“-Logik des Entry/Exit-Modells unterliegt.  \r\nDie strategische Reserve und LTOs sind getrennt und abgeschichtet voneinander zu betrach\r\nten, da ihr Einsatz u.a. unterschiedlichen Zielen dient. Wechselwirkungen oder ein Konkur\r\nrenzverhältnis zwischen diesen Instrumenten ist nicht zu erwarten, da die strategische Re\r\nserve außerhalb des Marktes aktiviert wird.  \r\nSeite 7 von 10 \r\n2) Ausschreibung innerhalb der Regionen  \r\nIm zweiten Schritt werden die jeweiligen Mengen innerhalb der Region wettbewerblich durch \r\nAusschreibung vergeben:  \r\n› Menge: Volumen x, Leistung y über Zeitraum z \r\n› Qualifizierung: In Anlehnung an §35a EnWG sind alle Gasspeicheranlagen, die in Deutsch\r\nland gelegen sind und einen Einspeisepunkt an das deutsche Fernleitungsnetz haben, quali\r\nfiziert.  \r\n› Ausschreibungszyklus: Die Ausschreibung sollte eine Kontrahierungsdauer von 3 bis 5 Jah\r\nren, ggf. etwas länger, umfassen.  \r\n4 Befüllung: Auktionsbasiert  \r\nDie Dimensionierung und geografische Aufteilung sollte durch das Bundesministerium für \r\nWirtschaft und Energie (BMWE) vorgegeben werden. Da es sich bei der strategischen Reserve \r\num hoheitliche Gasmengen handelt, über die auch hoheitlich entschieden wird, sollte der \r\nStaat Eigentümer des Gases sein.  \r\nEs ist zu empfehlen, dass Ausschreibungen durch den Marktgebietsverantwortlichen (MGV) \r\ndurchgeführt werden. Der MGV wäre dabei im Wesentlichen Vertragspartner in drei Richtun\r\ngen:  \r\n› für Speicherbetreiber, die die Speicherkapazität bereitstellen (s. auch Kap. 3), \r\n› für Speichernutzer (Midstreamer/Gashändler), die diese befüllen, und  \r\n› für den Staat, der die Gasmengen und Speicherbuchungen im Gegenzug für die Finanzie\r\nrung erhält.  \r\nZur Befüllung empfiehlt der BDEW ebenfalls einen auktionsbasierten Ansatz: \r\n› Ausschreibung der Speicherkapazitäten durch den MGV für die Vertragslaufzeit von bei\r\nspielsweise 3-5 Jahren (s. auch Kap. 3):  \r\nSpeicherbetreiber bieten ihre Speicherkapazitäten an. Der MGV kontrahiert die benötigten \r\nSpeicherkapazitäten (bereits vermarktete Kapazitäten können in Kooperation zwischen \r\nSpeicherkunde und SSO ebenfalls eingebracht werden). Bei dieser Ausschreibung wird kos\r\ntenoptimal bezuschlagt, unter Berücksichtigung der notwendigen regionalen Steuerung so\r\nwie der technischen Notwendigkeiten (Volumen, Ausspeicherleistung).   \r\nSeite 8 von 10 \r\n› Auktion zur Mengenbefüllung:  \r\nDer Marktgebietsverantwortliche schreibt für jede in diesem Zusammenhang kontrahierte \r\nSpeicherkapazität die Befüllung aus. Dadurch wird eine effiziente, preisgesteuerte Befül\r\nlung zum festgelegten Stichtag sichergestellt. Dabei sollte der Bieter selbst entscheiden \r\ndürfen, zu welchem Zeitpunkt vor dem Stichtag [1.11.] des Jahres die Mengen eingelagert \r\nwerden. Diese Flexibilität würde ein marktrationales und marktschonendes Vorgehen ge\r\nwährleisten und die daraus resultierenden Effizienzgewinne würden sich preissenkend auf \r\ndie Ausschreibung auswirken.  \r\n› Die Vorhalteperiode läuft vom Stichtag, an dem die Speicherkapazitäten befüllt sein müs\r\nsen, bis zum Stichtag, ab dem die Mengen wieder entleert werden. Dies dürfte dann mit \r\nhoher Wahrscheinlichkeit gleichzeitig ein Stichtag für den Beginn einer nächsten Vorhalte\r\nperiode sein. Mit deutlich zeitlichem Vorlauf (2 bis 3 Jahre) vor dem Stichtag wird durch das \r\nBMWE entschieden, ob und in welchem Umfang neu ausgeschrieben wird. Bei einer Ver\r\nkleinerung des Gesamtreservevolumens stellt der MGV mit einer Ausschreibung eine effizi\r\nente, preisgesteuerte Ausspeicherung sicher (spiegelverkehrt zur Befüllung). Ziel sollte es \r\nsein, das Volumen der Reserve möglichst konstant zu halten und erratische Veränderungen \r\nzu vermeiden.  \r\nDie Befüllung sollte grundsätzlich zeitnah beginnen. In Abhängigkeit der Größe der strategi\r\nschen Reserve ist ggf. eine zeitliche Streckung sinnvoll, um Marktverzerrungen und preistrei\r\nbende Effekte zu minimieren. Damit wird auch gewährleistet, dass die Stichtage nicht für alle \r\nAnlagen auf das gleiche Jahr fallen. Die jeweiligen jährlichen Volumina sollten frühzeitig, je\r\ndenfalls noch in diesem Jahr veröffentlicht werden, damit noch in 2027 erste Befüllungen \r\nstattfinden können.  \r\n5 Finanzierung: Aus dem Staatshaushalt  \r\nDie Bereitstellung von öffentlichen Gütern wie umfassender Versorgungssicherheit in seltenen \r\nExtremereignissen ist Staatsaufgabe und kommt der gesamten Volkswirtschaft zugute. Die Fi\r\nnanzierung der strategischen Reserve als auch damit verbundene laufende Kosten sollten da\r\nher aus dem Staatshaushalt erfolgen.  \r\n6 Freigabemechanismus: Hohe Aktivierungsschwelle   \r\nEs muss sichergestellt sein, dass die Freigabe der strategischen Reserve nur dort erfolgt, wo \r\nder Markt an seine Grenzen kommt. Es darf keine Möglichkeit der politischen Einflussnahme \r\ngeben, um Marktpreise aus politischen Gründen zu senken.  \r\nSeite 9 von 10 \r\nDiesem Grundsatz entsprechend, dürfte die Freigabe erst erfolgen, wenn dem MGV eine \r\nmarktbasierte Beschaffung von Regelenergie nicht mehr möglich ist. Die Freigabe sollte in der \r\nNotfallstufe durch den Bundeslastverteiler erfolgen.  \r\nDie Bundesnetzagentur in ihrer Rolle als Bundeslastverteiler hat in einer Gasmangellage und \r\nbei Ausrufung der Notfallstufe die Aufgabe, den lebenswichtigen Bedarf an Gas zu decken (vgl. \r\n§ 1 EnSiG sowie § 1 GasSV). Das heißt, der Bundeslastverteiler muss die benötigten Gasmen\r\ngen beschaffen bzw. den Gasverbrauch steuern, um sogenannte „Engpasszonen“ aufzulösen.  \r\nDiese „Engpasszonen“ werden von den FNB gemeldet, wenn der MGV nicht ausreichend Gas \r\nals Regelenergie auf dem Markt beschaffen kann. Dann kann der Bundeslastverteiler verschie\r\ndene Maßnahmen abwägen, um eine Engpasszone aufzulösen.  \r\n7 Umsetzung bei Inanspruchnahme / Abruf  \r\nDie Reserve wird ausschließlich als „last resort“ in der Notfallstufe ausgespeichert – also nur \r\ndann, wenn der MGV keine Regelenergie mehr über den Markt beschaffen kann und auch ggf. \r\nkontrahierte LTOs ausgeübt hat.  \r\nAbruf und Umsetzung bei Inanspruchnahme sollten operativ, in den Kommunikationsstruktu\r\nren sowie in der verursachungsgerechten Zuordnung und Abrechnung der aktivierten Mengen \r\nzu unterdeckten Bilanzkreisen an die etablierten Prozesse des Bundeslastverteilers und konk\r\nret der Sicherheitsplattform Gas angelehnt werden.  \r\nSeite 10 von 10 "},"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":"2026-05-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024696","regulatoryProjectTitle":"Einführung von Differenzkostenverträgen und Garantieinstrumenten für den Wasserstoffhochlauf","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/5c/15/744522/Stellungnahme-Gutachten-SG2605290002.pdf","pdfPageCount":7,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Zeitnahe Umsetzung: \r\n1\r\n2\r\n3\r\nAusgangslage: Hemmnisse und Risiken beim H2-Markthochlauf\r\noder .\r\nB\r\ns\r\nAbb. 1, Quelle: BdWR\r\n3\r\nHandlungsbedarfe zu Förderinstrumenten\r\nt\r\n4\r\nRolle der Midstreamer\r\n. \r\ns . \r\nü\r\n. \r\nAbb. 2, Quelle: angelehnt an BET\r\n5 \r\nInstrumentenvorschlag: CfD-Mechanismus gepaart mit staatli\r\nchem Garantieinstrument\r\nt\r\n.\r\n6\r\nAbb. 3, Quelle: angelehnt an BET\r\nAbb. 4, Quelle: angelehnt an BET\r\n7"},"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 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":"2026-04-30"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024698","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/58/35/744524/Stellungnahme-Gutachten-SG2605290008.pdf","pdfPageCount":75,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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März 2026\r\nSeite 2 von 75\r\nInhalt\r\n1 Zusammenfassung ............................................................................................. 5\r\n2 Netzplanung .....................................................................................................12\r\n2.1 Zu §§ 16b bis 16e – Verteilernetzentwicklungspläne .................................. 12\r\n2.1.1 Zu § 16b - Verteilernetzentwicklungspläne für Gas- und Wasserstoff; \r\nAnwendungsbereich..................................................................................... 12\r\n2.1.2 Zu § 16c - Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen für Gas- und \r\nWasserstoff; Zusammenarbeit..................................................................... 16\r\n2.1.3 Zu § 16d - Anforderungen an Verteilernetzentwicklungspläne für Gas und \r\nWasserstoff................................................................................................... 17\r\n2.1.4 Zu § 16e – Prüfung und Bestätigung von Verteilernetzentwicklungsplänen \r\nfür Gas und Wasserstoff; Festlegungskompetenz........................................ 18\r\n2.1.5 Anwendung der Verteilernetzentwicklungspläne bei Netzbetreiberwechsel:\r\n...................................................................................................................... 19\r\n2.2 Entwicklungspläne für das Wasserstoffverteilernetz und Folgeänderung in \r\n§ 71k GEG: .................................................................................................... 20\r\n2.3 Zu §§ 15a ff. – Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff........................ 21\r\n3 Umgang mit neuen und bestehenden Gasnetzanschlüssen................................22\r\n3.1 Zu § 17l – Anschlusstrennung im Gasbereich............................................... 22\r\n3.2 Zu §§ 17 und 18 – Netzanschluss und Anschlussverweigerung ................... 31\r\n4 Biomethan........................................................................................................32\r\n4.1 Zu § 17l Abs. 5 - Trennung von Netzanschlüssen von Biomethananlagen .. 33\r\n4.2 Zu §§ 16b ff. - Gezielte Ausweisung geeigneter Gebiete für \r\nBiomethaneinspeisung ................................................................................. 33\r\n4.3 Zu § 17 Abs. 1a und 1b - Anschlussvorrang von Biomethan und \r\nBiogaskostenwälzung ................................................................................... 35\r\n5 Duldungspflichten und Kostentragung ..............................................................37\r\nSeite 3 von 75\r\n5.1 Zu § 48b - Duldungspflicht für dauerhaft außer Betrieb genommene \r\nErdgasleitungen und Einrichtungen ............................................................. 37\r\n5.2 Zu § 18 Abs. 1 Satz 4 – Kosten für die Außerbetriebsetzung von \r\nGasnetzanschlüssen ..................................................................................... 43\r\n6 Wasserstoffmarkt und Wasserstoffinfrastrukturen ...........................................46\r\n6.1 Zu § 1b – Grundsätze des Gas- und des Wasserstoffmarktes...................... 46\r\n6.2 Zu § 19 Abs. 2a, 3 EnWG-E - Technische Vorschriften ................................. 46\r\n6.3 Zu § 21b Sondervorschriften für regulatorische Ansprüche und \r\nVerpflichtungen der Transportnetzbetreiber; Festlegungskompetenz....... 47\r\n6.4 Zu § 28j - Anwendungsbereich der Regulierung von \r\nWasserstoffversorgungsnetzen.................................................................... 47\r\n6.5 Zu § 28k – Aufgaben der Betreiber von Wasserstoffnetzen, \r\nWasserstoffspeicheranlagen, Wasserstoffterminals und \r\nSystemverantwortung .................................................................................. 47\r\n6.6 Zu § 28m - Zugang zu Wasserstoffspeicheranlagen..................................... 49\r\n6.7 Zu § 28o - Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang zu \r\nWasserstoffnetzen........................................................................................ 52\r\n6.8 Zu § 28s - Grundsätze der Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes und der \r\nEntgeltbildung .............................................................................................. 54\r\n6.9 Zu § 28t EnWG-E - Selbstbehalt der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber.......... 55\r\n6.10 Zu § 28q EnWG-E Verbindungsleitungen im Wasserstofftransportnetz mit \r\neinem Mitgliedsstaat.................................................................................... 55\r\n6.11 Zu § 118 Abs. 6 - Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure.......................... 56\r\n7 Gas- und Wasserstoffkennzeichnung.................................................................57\r\n8 Bürokratieabbau und Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung .................61\r\n8.1 Zu § 23c - Veröffentlichungspflichten .......................................................... 61\r\n8.2 Zu § 35 - Monitoring und ergänzende Informationen ................................. 61\r\n8.3 Zu § 41c - Vergleichsinstrumente bei Energielieferungen ........................... 62\r\n8.4 Zu § 43 – Erfordernis der Planfeststellung ................................................... 63\r\nSeite 4 von 75\r\n8.5 Zu § 43b - Aktualitätsvermutung für Umweltgutachten und \r\nPlanfeststellungsfristen ................................................................................ 63\r\n8.6 Zu § 46a - Auskunftsanspruch der Gemeinde im Konzessionsverfahren..... 64\r\n8.7 Zu Artikel 3 - Änderung des Bundesberggesetzes........................................ 65\r\n8.7.1 Zu § 54 - Zulassungsverfahren...................................................................... 65\r\n8.7.2 Zu § 126 - Untergrundspeicherung .............................................................. 66\r\n9 Rechtsklarheit schaffen.....................................................................................67\r\n9.1 Zu § 114 - Verbot langfristiger Verträge über die Lieferung von fossilem Gas\r\n...................................................................................................................... 67\r\n9.2 Zu § 3 – Begriffsbestimmungen.................................................................... 69\r\n9.2.1 Ein- und Ausspeisekapazität......................................................................... 70\r\n9.2.2 Zu Nummer 42a „erneuerbares Gas“........................................................... 70\r\n9.2.3 Zu den entflechtungsrelevanten Nummern 10b, 10e und 10g, sowie 37, 38, \r\n39f, 39h und 39i............................................................................................ 71\r\nSeite 5 von 75\r\n1 Zusammenfassung\r\nDie Klimaneutralitätsziele auf europäischer und nationaler Ebene erfordern eine umfassende \r\nWeiterentwicklung der Gasinfrastruktur, die dann erneuerbare und kohlenstoffarme Gase \r\ntransportiert sowie mit rückläufigen Erdgasmengen umgehen kann.\r\nMit der Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarktpakets aus dem Jahr 2024 wer\u0002den die grundsätzlich erforderlichen rechtlichen Rahmenbedingungen für eine strukturierte \r\nWeiterentwicklung der Gasnetze im nationalen Recht geschaffen. \r\nDiese Transformation wird aus verschiedenen Entwicklungspfaden bestehen: Der Weiternut\u0002zung bestehender Gasnetze mit erneuerbaren und kohlenstoffarmen Gasen, dem Bau neuer \r\nWasserstoffleitungen und auch der dauerhaften Außerbetriebnahme von Leitungen, wo Gas\u0002anwendungen nicht mehr benötigt werden. Alle drei Pfade müssen bei der Umsetzung der eu\u0002ropäischen Vorgaben stets mitgedacht werden.\r\nAufgrund der Bedeutung des Energieträgers Gas im Wärmemarkt steht die Transformation der \r\nGasnetzinfrastruktur zugleich in enger Verbindung zu einer erfolgreichen Wärmewende. Erst \r\nmit der rechtlichen Ermöglichung der Transformation der Gasnetze werden die hinreichenden \r\nBedingungen für eine integrierte und systemübergreifende Wärmeplanung geschaffen. \r\nDarüber hinaus werden mit der Umsetzung des EU-Gas- und Wasserstoffbinnenmarkpaketes \r\ndie rechtlichen Rahmenbedingungen für den Aufbau eines Wasserstoffmarktes geschaffen.\r\nIm Gegensatz zum etablierten Erdgas-Markt existiert ein vergleichbarer Wasserstoffmarkt bis\u0002lang nicht. Dessen Entwicklung befindet sich noch in einer sehr frühen Phase. Es ist daher fol\u0002gerichtig, dass mit dem Regierungsentwurf der Rechtsrahmen für Wasserstoffinfrastrukturen, \r\ninsbesondere Wasserstoffspeicher und eine Definition für Wasserstoffverteilernetze als not\u0002wendige Bedingungen für den Hochlauf des Wasserstoffmarktes geschaffen werden. Die bis\u0002her erhöhten Risiken von Investitionen im sich im Aufbau befindlichen Wasserstoffmarkt so\u0002wie eine daraus resultierende andere wirtschaftliche Bewertung im Vergleich zum bestehen\u0002den Erdgas-Markt sind in der Ausgestaltung des Rechts- und Regulierungsrahmens zu beach\u0002ten.\r\nDer vorliegende Regierungsentwurf enthält bereits zahlreiche wichtige Regelungen und weist \r\nin die richtige Richtung. Bei einigen zentralen Regelungsgegenständen bleibt der Entwurf aber \r\nnoch hinter dem Notwendigen zurück. Hier muss der Gesetzgeber nachbessern, um eine pra\u0002xisgerechte, rechtssichere und effiziente Umsetzung der zur Erreichung der Ziele erforderli\u0002chen Maßnahmen sicherzustellen.\r\nSeite 6 von 75\r\nZusammenfassend bewertet der BDEW den Entwurf wie folgt:\r\n• Kohärente Planung wichtig\r\nDie neuen Regelungen zu den Verteilernetzentwicklungsplänen sind für die Netzbetrei\u0002ber von besonderer Bedeutung und bilden die Grundlage für die Transformation der Gas\u0002und Wasserstoffverteilernetze in der Zukunft. Wichtig ist, dass die Regelungen einen \r\nmöglichst praxistauglichen und widerspruchsfreien Rahmen setzen, der Rechtssicherheit \r\ninsbesondere auch für die Verteilernetzbetreiber schafft. Dafür sind Anpassungen an den \r\nvorgeschlagenen Regelungen erforderlich. Der Beginn der Planungsverpflichtung der \r\nGasverteilernetzbetreiber muss durch die Einführung einer in der Praxis umsetzbaren \r\nfesten Frist und ggf. weitere objektive Kriterien klar definiert werden. Die Einreichung \r\nder Pläne sollte zudem in einem festen Rhythmus zum 31. Oktober eines geraden Kalen\u0002derjahres erfolgen, um eine geordnete Abstimmung aller Infrastrukturbetreiber sicher\u0002stellen zu können. \r\nPositiv ist, dass integrierte und regionale Entwicklungspläne für das Gas- und das Wasser\u0002stoffverteilernetz erstellt und die Pläne alle zwei Jahre aktualisiert werden können. Dafür \r\nhatte sich der BDEW eingesetzt. \r\n• Mehrfachplanungen vermeiden\r\nDie geplante Streichung des § 71k GEG im GModG-E ist zu begrüßen. Die Doppelung des \r\nim § 71k GEG vorgesehenen Fahrplans mit der Netzentwicklungsplanung im EnWG und \r\ndie auf § 71k GEG basierende Festlegung der Bundesnetzagentur („FAUNA“) entfällt. Dies \r\nist ein relevanter Beitrag zur Bürokratievermeidung. \r\n• Planungssicherheit für alle schaffen\r\nDamit die Gasnetze weiterentwickelt werden können, bedarf es Regelungen für den Um\u0002gang mit neuen und bestehenden Netzanschlüssen. Es ist daher richtig, dass Netzbetrei\u0002ber zukünftig nicht mehr jeden Anschluss an ein Gasnetz realisieren müssen und auch be\u0002stehende Anschlüsse bei Vorliegen der Voraussetzungen trennen können, soweit im \r\nNetzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff oder im Verteilernetzentwicklungsplan der \r\nlangfristige Weiterbetrieb des Netzes nicht vorgesehen ist. Die Vorlaufzeiten von mindes\u0002tens zehn Jahren vor der geplanten Trennung stehen dabei in einem Spannungsverhältnis \r\nmit den erforderlichen Flexibilitäten der Netzbetreiber vor Ort. Äußerst positiv ist des\u0002halb, dass der Gesetzentwurf eine Flexibilisierung der starren Fristen vorsieht. Ergän\u0002zend sollte diese Flexibilisierung technologieoffen auch auf das Vorhandensein von \r\nStrom- und Wasserstoffinfrastruktur als alternative Versorgungsoption ausgeweitet wer\u0002den. So können Ersatzinvestitionen in die Instandsetzung der Gasnetze vermieden und \r\nNetznutzer entlastet werden. Pauschale Vorgaben erschweren eine volkswirtschaftlich \r\nSeite 7 von 75\r\neffiziente und somit eine sozialverträgliche Transformation der Gasnetze erheblich. Ohne \r\neine Flexibilisierung hätten Netzbetreiber flächendeckend nur wenige Jahre Zeit, um die \r\nTransformation vollständig zu realisieren und wären aufgrund begrenzter technischer \r\nund personeller Ressourcen in Konflikt. Eine Flexibilisierung ist zugleich notwendig, um \r\neine kohärente Wärmeplanung zu erreichen sowie Investitionen in den Ausbau von Pa\u0002rallelinfrastrukturen, Ersatzinvestitionen für die Instandhaltung und den sicheren Betrieb \r\nund somit unnötige (volks-)wirtschaftliche Kosten zu vermeiden.\r\nHinzu kommt, dass die Interessen der Netzbetreiber im Gesetzentwurf nicht hinreichend \r\nberücksichtigt sind. Der Entwurf überschreitet deren Aufgabenbereich und Zuständig\u0002keiten erheblich, indem er ihnen – ungeachtet bestehender Entflechtungsregelungen –\r\ndie alleinige Verantwortung für die Information und Verantwortung für die Entwicklun\u0002gen der Gastransformation sowie der alternativen Wärmeversorgung zuweist. Die Infor\u0002mation und Koordinierung alternativer Versorgungsmöglichkeiten muss den Kommunen \r\nim Rahmen der Wärmeplanung sowie der kommunalen Daseinsvorsorge obliegen. Au\u0002ßerdem muss der politische und rechtliche Rahmen, der auf Bundes- und Landesebene \r\ngesetzt wird, zielgerichtet die Verfügbarkeit alternativer Versorgungsmöglichkeiten aktiv \r\nbefördern.\r\nDie Regelung, dass Netzbetreiber einen Anschluss nicht trennen dürfen, soweit zwei \r\nJahre vor der Trennung absehbar ist, dass eine alternative Wärmeversorgungsart (doch) \r\nnicht zur Verfügung stehen wird, ist zu streichen. Sie greift unverhältnismäßig in die \r\nRechte der Netzbetreiber ein und stellt in ihrer Pauschalität keine angemessene Abwä\u0002gung aller betroffenen Interessen und Grundrechte dar. Eine solch kurzfristige Neupla\u0002nung erfordert erheblichen Zusatzaufwand und belastet alle Gaskunden mit zusätzlichen \r\nKosten. Hilfsweise sollten die für die Bestätigung der jeweiligen Netzplanung zuständigen \r\nBehörden eine Entscheidungskompetenz erhalten, um auf Grundlage der Umstände des \r\nkonkreten Einzelfalls die betroffenen Interessen angemessen und verhältnismäßig, ohne \r\nunnötige zusätzliche bürokratische Anforderungen abwiegen zu können. Zudem müsste \r\nin jedem Fall der Weiterbetrieb des Netzes entgegen den Planungen des Netzbetriebs im \r\nSinne einer verhältnismäßigen Ausgestaltung auf einen maximal zulässigen Zeitraum be\u0002grenzt werden.\r\nDie Kommunikation, der sich aus der Transformation ergebenden Folgen kann nicht die \r\nalleinige Aufgabe der Gasnetzbetreiber sein, sondern muss gemeinsam mit den politisch \r\nverantwortlichen Akteuren von Bund, Ländern und Kommunen erfolgen. Insbesondere \r\ndie Information und Koordinierung alternativer Versorgungsmöglichkeiten kann nicht, \r\nwie bisher vorgesehen, in der Verantwortung der Gasnetzbetreiber liegen. Der Gasnetz\u0002betreiber darf aufgrund der Entflechtungsregelungen keine verbindliche Aussage zu einer \r\nSeite 8 von 75\r\nAlternativversorgung treffen. Dies ist bei der Ausgestaltung der Trennungsregelungen \r\nnoch nicht hinreichend berücksichtigt worden und muss dringend nachgebessert wer\u0002den. \r\n• Planungs- und Investitionssicherheit für Biomethan schaffen\r\nBiomethan ist ein wichtiger Baustein, um die nationalen und internationalen Klima\u0002schutzziele zu erreichen. Erforderlich ist daher eine Regelung, die gezielt Planungssicher\u0002heit und eine langfristige Perspektive für die Erzeugung und Einspeisung von Biomethan \r\nschafft. Der BDEW schlägt deshalb die Möglichkeit zur Ausweisung von Biomethannetz\u0002gebieten in den Verteilernetzentwicklungsplänen sowie dem Netzentwicklungsplan \r\nGas/Wasserstoff vor. Dies ermöglicht es den Netzbetreibern, die Weiterentwicklung ihrer \r\nNetze wirtschaftlich zu planen und umzusetzen. Gleichzeitig schaffen ausgewiesene Bio\u0002methannetzgebiete langfristige Planungs- und Investitionssicherheit sowohl für Be\u0002stands- als auch für Neuanlagen. Andernfalls ist zu erwarten, dass Investitionen ausblei\u0002ben und vorhandene Potenziale nicht erschlossen werden. Der BDEW lehnt die vorge\u0002schlagene Regelung in § 17l Absatz 5 ab. Eine pauschale Trennungsfrist von mindestens \r\n20 Jahren für alle Anlagen, die bis zum Inkrafttreten des Gesetzes an das Gasnetz ange\u0002schlossen sind, erschwert die Transformation der Gasnetze, dies muss flexibler geregelt \r\nwerden. \r\n• Keine unnötigen Kosten bei Außerbetriebnahme des Gasnetzes\r\nDer BDEW begrüßt die Einführung einer Duldungspflicht für dauerhaft außer Betrieb ge\u0002nommene Leitungen und Anschlüsse in § 48b EnWG-E, die Rechtsklarheit für den Um\u0002gang mit nicht mehr genutzten Leitungen auf öffentlichen und privaten Wegen geben \r\nsoll und unnötigen Aufwand und Kosten spart. Die Regelung muss jedoch schon ab In\u0002krafttreten des neuen § 48b EnWG-E gelten und nicht die Erstellung eines Netzentwick\u0002lungs- oder Verteilernetzplans voraussetzen, damit alle Fallgestaltungen erfasst werden. \r\nDie vorgeschlagene gesetzliche Evaluierungspflicht in 2036 schafft unnötige Rechtsunsi\u0002cherheiten und muss entfallen. Die Duldungspflicht sollte zeitlich unbegrenzt gelten.\r\nAusnahmen für bestimmte Grundstücksgruppen sind abzulehnen.\r\n• Kosteneffiziente Lösungen ermöglichen\r\nDer BDEW plädiert weiterhin dafür, die mit der vorläufigen und dauerhaften Außerbe\u0002triebnahme des Netzanschlusses verbundenen Kosten individuell dem Anschlussnehmer \r\nzuzuordnen, insbesondere, um eine zusätzliche erhebliche Belastung der Gasnetzent\u0002gelte für die verbleibenden Anschlussnehmer zu vermeiden. Eine Kostenerstattung durch \r\nSeite 9 von 75\r\nden Anschlussnehmer entspricht der im Energierecht angelegten Logik der verursa\u0002chungsgerechten Kostenzuordnung.\r\nSoweit die im Regierungsentwurf enthaltene Kostenzuordnung beibehalten wird, bedarf \r\nes zwingend einer gesetzlichen Pflicht zur Duldung von inaktiven bzw. vorläufig außer \r\nBetrieb genommenen Netzanschlüssen, für den Fall, dass der Anschlussnehmer den \r\nNetzanschlussvertrag infolge einer Umstellung des Energieträgers kündigt. \r\nAußerdem ist es erforderlich, dass auch nach Kündigung des Netzanschlussvertrages die \r\nRechte und Pflichten aus der Niederdruckanschlussverordnung (NDAV) weiterhin für das \r\nNetzanschluss- und -anschlussnutzungsverhältnis in Form eines gesetzlichen Schuldver\u0002hältnisses bis zur endgültigen Stilllegung gelten. Ansonsten wäre der Netzbetreiber nicht \r\nin der Lage, seine Verkehrssicherungspflichten auf dem fremden Grundstück erfüllen zu \r\nkönnen.\r\n• Aufbau von Wasserstoffnetzen ermöglichen\r\nDie Einführung einer umfassenden Wasserstoffnetzregulierung für (fast) alle Wasser\u0002stoffnetze und die Gleichstellung der leitungsgebundenen Wasserstoffversorgung mit der \r\nStrom- und Gasversorgung ist angesichts der steigenden Bedeutung von Wasserstoffinf\u0002rastrukturen folgerichtig. Das Fehlen von Regelungen für die Finanzierung von Wasser\u0002stoffnetzen außerhalb des Kernnetzes behindert den weiteren Wasserstoffhochlauf au\u0002ßerhalb des Kernnetzes und kann dazu führen, dass Investitionsprojekte außerhalb des \r\nKernnetzes zurückgestellt werden. Es bedarf daher dringend eines Finanzierungsmecha\u0002nismus für die Transformation der Gasverteiler- und Fernleitungsnetze außerhalb des \r\nKernnetzes, da anderenfalls die Netzbetreiber das volle wirtschaftliche Risiko tragen.\r\n• Rechts- und Investitionssicherheit für Wasserstoffspeicher schaffen\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Bundesregierung die Einführung einer Regulierung für Was\u0002serstoffspeicher vorsieht. Es ist anzunehmen, dass aufgrund des Fristablaufs durch die \r\nspäte nationale Umsetzung auch die Frist August 2026 für die Entwicklung eines Regulie\u0002rungsregimes durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) im Regierungsentwurf nun nicht \r\nmehr enthalten ist. Damit ist zeitlich offen, wann dieses kommen wird. Der BDEW erwar\u0002tet, dass die Umsetzung durch die BNetzA daher schnellstmöglich erfolgt. Frühzeitig \r\nRechtssicherheit über das zukünftige Zugangsregime für die Speicherbetreiber zu schaf\u0002fen, ist eine notwendige Voraussetzung für den Speicherhochlauf. Zentrale Eckpunkte \r\nder Regulierung sollten daher auch im Rechtsrahmen verankert werden. Neben der Be\u0002dingung eines klaren und stabilen Regulierungsrahmens ist die Wirtschaftlichkeit eine \r\nzentrale Investitionsbedingung. In dieser frühen Phase des Markthochlaufs ist es daher \r\nunabdingbar, den Aufbau der erforderlichen Speicherkapazitäten frühzeitig, durch einen \r\nSeite 10 von 75\r\nstaatlichen Finanzierungsmechanismus abzusichern, damit Speicherbetreiber mit ihren \r\nInvestitionen in Vorleistung treten können. Was die Vorgaben zur Vorabveröffentlichung \r\nder Entgelte betrifft, übersteigen allerdings die nationalen Formulierungen die Anforde\u0002rungen aus der Gasbinnenmarktrichtlinie. Sie sollten deswegen überarbeitet werden. Lei\u0002der nutzt der Gesetzgeber die Möglichkeiten des europäischen Rahmens nicht aus und \r\nverzichtet darauf, eine Grandfathering-Regelung einzuführen. Eine solche Regelung ist\r\nwichtig für Unternehmen, die trotz hoher regulatorischer Unsicherheiten frühzeitig in \r\nden Aufbau von Wasserstoffspeichern investieren.\r\n• Gas- und Wasserstoffkennzeichnung – Bürokratie vermeiden\r\nDie Vorgaben übersteigen die Anforderungen aus der Gasbinnenmarktrichtlinie und sind \r\nauf das nötige Maß zu reduzieren. Die zusätzlichen Detailvorgaben sind weder verbrau\u0002cherfreundlich, noch bieten sie einen nennenswerten Mehrwert für Endkunden. Für Lie\u0002feranten stellen sie demgegenüber einen hohen bürokratischen Aufwand dar. Weiterhin \r\nherrscht bei massenbilanzieller Lieferung von Biomethan an Endkunden Unklarheit über \r\nden Einbezug bei der Gaskennzeichnung. Auch ist unklar, ob die Gas- und Wasserstoff\u0002kennzeichnung auf Basis von Herkunftsnachweisen auf eventuelle Biotreppen- oder Bio\u0002gastreppen-Anforderungen zur Nachweiserbringung herangezogen werden kann.\r\n• Verbot (langfristiger) Verträge über die Lieferung von fossilem Gas nach 2044/2049\r\nNeu im Regierungsentwurf enthalten ist die Vorgabe, dass Lieferverträge zum Zwecke \r\nder Belieferung von Letztverbrauchern in Deutschland bereits dann nicht mehr abge\u0002schlossen oder verlängert werden dürfen, wenn deren Laufzeit den 31. Dezember 2044 \r\nüberschreitet und die Abscheidung und dauerhafte Speicherung des Kohlendioxids oder \r\ndessen rohstoffliche Nutzung nicht sichergestellt sind. Dadurch gelten nun strengere Re\u0002geln für Gaslieferverträge für Letztverbraucher in Deutschland als noch im Referenten\u0002entwurf vorgesehen. Die kürzere Laufzeit für Letztverbraucher in Deutschland bringt In\u0002konsistenzen mit sich. Die Option, zusätzlich CCS und CCU zu erlauben, erscheint auch \r\nvor der aktuell diskutierten Nutzung von Carbon Credits zur Erreichung der Klimaschutz\u0002ziele auf EU-Ebene relevant und sinnvoll. Die dadurch geschaffene Technologieoffenheit \r\nist außerdem willkommen.\r\n• Entflechtung, Zertifizierung und Ausnahmen\r\nDer Entwurf setzt die Regelungen zur Entflechtung für Wasserstoffnetze um und unter\u0002scheidet dabei zwischen Wasserstofftransportnetzen (Fernleitung) und Wasserstoffver\u0002teilernetzen. Das ist positiv. Gleiches gilt für die Aufnahme einer De-minimis-Regelung \r\nfür Verteilernetzbetreiber und die Möglichkeit einer Ausnahme von der Umsetzung der \r\nSeite 11 von 75\r\nhorizontalen Entflechtung für Wasserstofftransportnetze sowie die Ausnahme für beste\u0002hende und geographisch begrenzte Wasserstoffnetze. Für eine entsprechende Umset\u0002zung hatte der BDEW sich bereits auf europäischer Ebene intensiv eingesetzt. Die Mög\u0002lichkeit, einen unabhängigen Wasserstoffnetzbetreiber auszugründen, sollten auch verti\u0002kal integrierte Unternehmen haben, die ihre Leitungen zwar noch nicht errichtet bzw. \r\numgestellt, aber zum Wasserstoffkernnetz angemeldet haben. Diese Unternehmen ha\u0002ben ihre Investitionsentscheidung bereits bei der Anmeldung zum Wasserstoffkernnetz \r\ngetroffen und sind in der Zahl begrenzt, da das Wasserstoffkernnetz nicht mehr erweitert \r\nwird. Zudem ist die Regelung zur informatorischen Entflechtung zu eng gefasst. Der Infor\u0002mationsaustausch zwischen Netzbetreibern muss grundsätzlich für alle Netzbetreiber \r\nauch und gerade im Verhältnis zu Unternehmen einfach möglich sein, die nicht zum eige\u0002nen verbundenen Unternehmen gehören. Eine damit verbundene gesetzliche Verpflich\u0002tung entsprechende Vertraulichkeit hinsichtlich der ausgetauschten Daten zu wahren, \r\nwürde zur Vereinfachung beitragen und das bürokratische Erfordernis des Abschlusses \r\nvon Vertraulichkeitsvereinbarungen entfallen lassen. Dies würde dazu beitragen, dass die \r\nEnergie- und Wärmewende integrativ und effektiv verfolgt werden kann. Einzelheiten \r\nhierzu finden sich im separaten Themenpapier zur Kommentierung entflechtungsrele\u0002vanter Regelungen.\r\nUnschärfen hinsichtlich der verwendeten Begriffe und Tatbestandsvoraussetzungen im Ge\u0002setzentwurf müssen im Interesse aller beseitigt werden. Noch immer ist der Entwurf durch \r\neine hohe Komplexität und Verweisdichte gekennzeichnet, wodurch die Transparenz und \r\nNachvollziehbarkeit der Vorgaben erheblich eingeschränkt sind. Dies wird auch im Rahmen \r\ndes wirtschaftlichen Erfüllungsaufwandes deutlich, der vom Gesetzgeber beziffert wird. Vor \r\ndiesem Hintergrund sind bürokratische Anforderungen dringend zu reduzieren.\r\nGrundsätzlich muss sich auch die vorliegende Energierechtsnovelle an den politischen Vorga\u0002ben des Koalitionsvertrages sowie der Modernisierungsagenda und der Föderalen Modernisie\u0002rungsagenda messen lassen und so unbürokratisch wie möglich ausgestaltet werden. Der \r\nBDEW legt daher in dieser Stellungnahme – wie auch bei allen Stellungnahmen zu Gesetzen \r\nund Verordnungen - ein besonderes Augenmerk auf die Bürokratie. Die Unternehmen der \r\nEnergiewirtschaft werden seit Jahren mit immer weiteren Pflichten belegt, deren Erfüllung \r\nnicht dem Erfolg der Unternehmung zugutekommt, sondern allein behördlichen Monitoring\u0002und Kontrollwünschen entspricht. \r\nDer BDEW nimmt nachfolgend im Einzelnen Stellung zum Regierungsentwurf des Bundesmi\u0002nisteriums für Wirtschaft und Energie (BMWE) eines „Gesetzes zur Änderung des Energiewirt\u0002schaftsgesetzes und weiterer energierechtlicher Vorschriften zur Umsetzung des Europäischen \r\nGas- und Wasserstoff-Binnenmarktpakets“ vom 25. März 2026:\r\nSeite 12 von 75\r\n2 Netzplanung\r\n2.1 Zu §§ 16b bis 16e – Verteilernetzentwicklungspläne \r\nDie neuen Regelungen zu den Verteilernetzentwicklungsplänen sind für die Netzbetreiber von \r\nbesonderer Bedeutung und bilden die Grundlage für die Entwicklungsplanungen für Gas und \r\nWasserstoff in der Zukunft. Wichtig ist, dass die Regelungen einen möglichst praxistauglichen \r\nund widerspruchsfreien Rahmen setzen, der Rechtssicherheit schafft. Es ist dabei sachgerecht, \r\ndass integrierte Entwicklungspläne für das Gas- und Wasserstoffverteilernetz erstellt werden.\r\nDer BDEW sieht folgende Verbesserungsmöglichkeiten in den §§ 16b bis 16e EnWG-E:\r\n2.1.1 Zu § 16b - Verteilernetzentwicklungspläne für Gas- und Wasserstoff; Anwendungs\u0002bereich \r\n➢ Beginn der Planungsverpflichtung \r\nAus dem Regelungsvorschlag geht weder für die Entwicklungspläne für Wasserstoffverteiler\u0002netze noch für die Entwicklungspläne für Gasverteilernetze eindeutig hervor, wann der jewei\u0002lige Entwicklungsplan erstellt werden soll. \r\nEntwicklungspläne für Wasserstoffverteilernetze sind gemäß § 16b Abs. 1 EnWG-E zu erstel\u0002len, sobald ein entsprechender Beschluss zu ihrer Errichtung gefasst wurde. Im Begrün\u0002dungstext wird darüberhinausgehend erläutert, dass „die Erstellung eines Verteilernetzent\u0002wicklungsplans für Wasserstoff auch in einem früheren Stadium möglich ist“. Dies sollte in den \r\nGesetzestext aufgenommen werden. \r\nEntwicklungspläne für Gasverteilernetze sind nach § 16b Abs. 2 EnWG-E zu erstellen, „sobald \r\neine dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage innerhalb der nächsten zehn Jahre derart \r\nzu erwarten ist, dass die Verringerung die Umstellung oder dauerhafte Außerbetriebnahme des \r\nGasverteilernetzes oder von Teilen des Netzes erforderlich macht.“ \r\nDer BDEW hält es nicht für zielführend, die Erstellung des Plans von dieser Prognose abhängig \r\nzu machen. Die Gasverteilernetzbetreiber benötigen größere Rechtssicherheit, wann sie mit \r\nder Erstellung der Pläne beginnen müssen und können. Vor dem Hintergrund des Bekenntnis\u0002ses der Bundesregierung zu den Klimaschutzzielen und der angestrebten Dekarbonisierung \r\nder Gasnetze bis spätestens 2045 steht bereits das politische Ziel fest, die Erdgasnachfrage \r\nschrittweise zu reduzieren – etwa durch die Bepreisung von CO₂-Emissionen und vergleich\u0002bare Maßnahmen. Darüber hinaus bedarf es klar definierter und nachvollziehbarer Vorausset\u0002zungen und Rahmenbedingungen für die Ausweisung stillzulegender Gasinfrastrukturen.\r\nDie Erstellung von Netzentwicklungsplänen stellt in diesem Zusammenhang einen zentralen \r\nund notwendigen Schritt dar, der frühzeitig eingeleitet werden sollte, um eine effiziente und \r\nSeite 13 von 75\r\nschrittweise Transformation der Gasinfrastruktur zu ermöglichen. Über § 16d EnWG-E wird \r\nzudem hinreichend sichergestellt, dass die Pläne auf „angemessene Annahmen bezüglich der \r\nEntwicklung der Erdgaserzeugung und -einspeisung, der Erdgasnachfrage und -versorgung, \r\neinschließlich Biomethan, sowie auf den Verbrauch von Erdgas in allen Sektoren auf der Ebene \r\nder Verteilung im Betrachtungszeitraum“ gestützt sind. Diese Prognose kann erschwert wer\u0002den, wenn im Haushaltskundenbereich die Nachfrage sinkt; dieser Rückgang jedoch durch ei\u0002nen steigenden Bedarf von RLM-Kunden gleichzeitig kompensiert werden würde. Im Ergebnis \r\nergibt sich dann für das Netzgebiet insgesamt zwar kein rückläufiger Gasbedarf. Dennoch kön\u0002nen einzelne Netzabschnitte für eine dauerhafte Außerbetriebnahme infrage kommen.\r\nGerade auch im Hinblick auf die mit der Trennung von Anschlüssen vorgesehenen Fristen in \r\n§ 17l EnWG-E ist es sachgerecht, dass die Verpflichtung zur Planung früher einsetzt und nicht \r\nerst dann, wenn Stilllegungen bereits absehbar erforderlich sind, die dann aufgrund langer In\u0002formationsfristen nicht mehr durchführbar wären. \r\nDas gilt insbesondere auch mit Blick auf die angekündigte Novellierung des Gebäudeenergie\u0002gesetzes (neu: Gebäudemodernisierungsgesetz), die vorsehen soll, dass sich Gebäudeeigentü\u0002mer ab 1. Juli 2026 weiterhin Gasheizungen einbauen können, wenn sie einen gewissen Anteil \r\nBiomethan in ihrem Gasliefervertrag erfüllen. Eine frühzeitige Planung der Gasverteilernetzbe\u0002treiber kann Gebäudeeigentümer bei der Wahl der zukünftigen Wärmeversorgung leiten. \r\nVor diesem Hintergrund hält es der BDEW für erforderlich, für die Erstellung des Plans nicht \r\nallein darauf abzustellen, dass eine „dauerhafte Verringerung der Erdgasnachfrage innerhalb \r\nder nächsten zehn Jahre derart zu erwarten ist, dass die Verringerung die Umstellung oder \r\ndauerhafte Außerbetriebnahme des Gasverteilernetzes oder von Teilen des Netzes erforder\u0002lich macht“ (§ 16b Abs. 2 EnWG-E). Für sinnvoll wird stattdessen die Setzung einer konkreten \r\nFrist jedenfalls für die ersten Planungen gehalten. Eine Frist kann insbesondere bei der Koor\u0002dinierung zur Erstellung und Einreichung der regionalen Pläne helfen. Fristenvorgaben haben \r\nsich zudem im Bereich der Stromverteilernetzpläne nach § 14d EnWG bewährt. \r\nGleichzeitig ist bei der Setzung einer festen Frist zu beachten, dass diese für Verteilernetzbe\u0002treiber einhaltbar sein muss. Sie muss sich zeitlich so einfügen, dass die kommunalen Wärme\u0002pläne, die Planung der Fernleitungsnetzbetreiber und die der Stromverteilernetzbetreiber \r\nsinnvoll berücksichtigt werden können und die Planung der Fernleitungsnetzbetreiber wiede\u0002rum die der Gasverteilernetzbetreiber aufnehmen kann. Flankierend kann die Aufnahme kon\u0002kreter Kriterien für die Erstellung eines Plans sinnvoll sein, die nicht allein auf die Verringe\u0002rung der Erdgasnachfrage abstellen. \r\nDer BDEW schlägt die Einreichung der Pläne zum 31. Oktober eines jeden geraden Jahres \r\nvor. Dadurch würde zum einen ein Gleichlauf mit der Netzausbauplanung der \r\nSeite 14 von 75\r\nStromverteilernetzbetreiber hergestellt, was die integrierte Planung von Strom und Gas auf \r\nder Verteilernetzebene erleichtert. Zum anderen ermöglicht eine Fertigstellung der Verteiler\u0002netzentwicklungspläne (VNEP) bis zum 31. Oktober deren Berücksichtigung im Netzentwick\u0002lungsplan Gas und Wasserstoff.\r\n➢ Regionale Verteilernetzentwicklungsplanung\r\nDie Art. 56 und 57 Richtlinie (EU) 2024/1788 (GasRL) lassen die Möglichkeit regionaler Vertei\u0002lernetzplanungen ausdrücklich zu. Regionale Planung umfasst jedoch mehr als die gemein\u0002same Planung benachbarter Netzbetreiber, wie sie durch § 16b Abs. 4 EnWG-E ermöglicht \r\nwird. Beispielsweise sollten Verteilernetzbetreiber entlang der gesamten Kaskade der Vertei\u0002ler- und Fernleitungsnetzbetreiber einen gemeinsamen Plan erstellen können. \r\nDer BDEW fordert daher, dass Verteilernetzbetreiber, die in derselben Region tätig sind, einen \r\ngemeinsamen regionalen Netzentwicklungsplan erstellen können dürfen. Auf diese Weise \r\nkann zwischen den beteiligten Netzbetreibern in der Region eine abgestimmte und konsis\u0002tente Planung gewährleistet werden. Sowohl für die Fernleitungs- bzw. Wasserstofftrans\u0002portnetzbetreiber als auch für die BNetzA, die entsprechend weniger, dafür aber bereits regio\u0002nal zusammengefasste und abgestimmte Planungen berücksichtigen bzw. bestätigen müssten, \r\nergeben sich daraus Vorteile. \r\nEine wesentliche Frage bei der Umsetzung wird sein, was eine „Region“ im Sinne der Richtlinie \r\nist und in welchen Fällen Verteilernetzbetreiber „in derselben Region“ tätig sind. Der Regio\u0002nenzuschnitt sollte in einem Prozess durch die Netzbetreiber erfolgen, um den jeweiligen \r\nnetztopologischen Gegebenheiten in der Region gerecht zu werden. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 16b Abs. 4 EnWG-E ist wie folgt anzupassen:\r\n„Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen und Betreiber von Gasverteilernetzen, die in be\u0002nachbarten Netzgebieten demselben regionalen Gebiet tätig sind, können für ihre Wasser\u0002stoff- und Gasverteilernetze gemeinsam einen netzübergreifenden Verteilernetzentwick\u0002lungsplan unter den Voraussetzungen der Absätze 1 bis 3 erstellen. Betreiber von Wasser\u0002stoffversorgungsnetzen und von Gasversorgungsnetzen sind berechtigt, insbesondere im \r\nRahmen einer Kooperationsvereinbarung untereinander in dem Ausmaß verbindlich zu\u0002sammenzuarbeiten, das erforderlich ist, um die regionale Verteilernetzentwicklungspla\u0002nung zu ermöglichen.“\r\nSeite 15 von 75\r\n➢ Planungszyklus\r\nDamit die Transformation der Gasverteilernetze gelingen kann, ist eine regelmäßige Anpas\u0002sung der Verteilernetzpläne unerlässlich. Nur so kann auf dynamische Entwicklungen und ver\u0002änderte Planungsgrundlagen rechtzeitig reagiert werden. Auch die Kommunikation gegenüber \r\nden Netznutzern kann somit auf einer belastbaren und aktuellen Planung erfolgen. Aus diesen \r\nGründen ist die Möglichkeit in § 16b Abs. 5 EnWG-E, die Verteilernetzpläne bei Bedarf alle \r\nzwei Jahre analog dem Netzausbauplan Strom gemäß § 14d Abs. 1 EnWG aktualisieren zu kön\u0002nen, ausdrücklich zu begrüßen. \r\nZu streichen ist allerdings, dass die Aktualisierung des Plans \r\nnach § 16b Abs. 5 EnWG-E „unverzüglich“ zu erfolgen hat, \r\nwenn sich eine Wärmeplanung oder der Netzentwicklungsplan \r\n(NEP) geändert hat. Die „unverzügliche“ Änderung ist im Regierungsentwurf neu eingefügt; sie \r\nhat zur Folge, dass die Verteilernetzbetreiber fortlaufend überprüfen müssen, ob sich die \r\nkommunalen Wärmepläne geändert haben. Insbesondere bei großen Netzgebieten, die sich \r\nüber viele Kommunen erstrecken, führt dies zu einem erheblichen Mehraufwand. Die Zeit\u0002punkte, zu denen die Kommunen ihre Wärmepläne aktualisieren, sind nicht zwingend einheit\u0002lich. \r\nNach § 16b Abs. 5 EnWG-E bezieht sich die Frist zur Aktualisierung auf den Zeitpunkt, in dem \r\ndie zuständige Behörde den Plan bestätigt hat. Für die Netzbetreiber wäre es in der prakti\u0002schen Umsetzung dieser Vorgabe hilfreich, wenn absehbar wäre, wann die Bestätigung des \r\nPlans erfolgt (vgl. hierzu unter § 16e EnWG-E). \r\n➢ De minimis-Regelung\r\nDie umzusetzende GasRL sieht die Möglichkeit einer de minimis Regel für Gasverteilernetzbe\u0002treiber vor, an deren Gasverteilernetz weniger als 45.000 Kunden unmittelbar oder mittelbar \r\nangeschlossen sind. Diese Verteilernetzbetreiber wären danach nicht verpflichtet, einen Ver\u0002teilernetzentwicklungsplan Gas zu erstellen. Der BDEW hält die Verankerung einer de minimis\u0002Regelung im Gesetz im Hinblick auf die Verhältnismäßigkeit grundsätzlich für sachgerecht. Al\u0002lerdings muss darauf geachtet werden, dass geeignete Instrumente an dessen Stelle treten. \r\nEin Schwellenwert und geeignete Instrumente sollten daher im weiteren Verfahren in Ab\u0002stimmung mit der Branche geprüft werden.\r\nJedenfalls müssten von einer de minimis-Ausnahme erfasste Netzbetreiber verpflichtet wer\u0002den, mit den zur Erstellung von Netzentwicklungsplänen Verpflichteten zusammenzuarbeiten. \r\nDamit wäre nicht ausgeschlossen, dass auch de minimis-Netzbetreiber eine entsprechende \r\nPlanung erstellen. Eine (freiwillige) Planung oder die Einbeziehung in die regionalen und inte\u0002grierten Pläne kann für sie durchaus vorteilhaft sein. Für die Transformation ihrer Netze, \r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 16 von 75\r\ninsbesondere für die Einschränkung von Anschluss- und Zugangsbegehren, müssten sie ohne\u0002hin die Regulierungsbehörde über die geplante Transformation ihrer (Teil-)Netze informieren. \r\nDafür dürfte in der Regel mindestens eine interne entsprechende Planung erforderlich sein. \r\nDiese Pläne könnten aber unterhalb der bürokratischen gesetzlichen Anforderungen und da\u0002mit aufwandsärmer erstellt werden.\r\n2.1.2 Zu § 16c - Erstellung von Verteilernetzentwicklungsplänen für Gas- und Wasserstoff; \r\nZusammenarbeit\r\nJe wirtschaftlich effizienter die Transformation der Gasnetze und damit die Umsetzung der \r\nWärmewende erfolgt, desto größer wird auch die gesellschaftliche Akzeptanz für die erforder\u0002lichen Maßnahmen sein. Eine enge Abstimmung und Zusammenarbeit der Infrastrukturbetrei\u0002ber, wie sie in § 16c Abs. 2 EnWG-E vorgesehen ist, stellt eine wesentliche Voraussetzung für \r\neinen wirtschaftlich effizienten Ansatz dar. Daher sollten nicht nur die nach § 16b EnWG-E für \r\ndie Erstellung der Verteilernetzentwicklungspläne zuständigen Netzbetreiber dazu verpflichtet \r\nsein, die Planungen anderer Infrastrukturbetreiber (insbes. Strom, Wärme) zu berücksichtigen, \r\nsondern auch umgekehrt müssen die Verteilernetzentwicklungspläne bei der Erstellung und \r\nAktualisierung der Pläne der anderen Infrastrukturbetreiber Berücksichtigung finden. \r\nNach § 16c Abs. 3 EnWG-E ist die planungsverantwortliche Stelle verpflichtet, dem für die Ver\u0002teilernetzplanung zuständigen Netzbetreiber den Wärmeplan bzw. den Entwurf zur Verfügung \r\nzu stellen. Außerdem sollte die planungsverantwortliche Stelle i.S.d. § 3 Abs. 1 Nr. 9 Wärme\u0002planungsgesetz (WPG) in § 16c Abs. 2 EnWG-E aufgenommen werden, sodass sie berechtigt \r\nund verpflichtet wird, mit den nach § 16b EnWG-E für die Erstellung der Verteilernetzentwick\u0002lungspläne zuständigen Netzbetreibern zusammenzuarbeiten. Dadurch sollte sie auch befähigt \r\nwerden, die im Rahmen der Wärmeplanung ermittelten Daten im gesetzlich zulässigen Um\u0002fang an die Verteilernetzbetreiber nach § 16b EnWG-E zu übermitteln, was für eine abge\u0002stimmte und vollständige Planung des Gas- und Wasserstoffverteilernetzes sinnvoll und erfor\u0002derlich ist. \r\nIn jedem Fall sollte sich aber die Zusammenarbeit und der Datenaustausch zwischen Verteiler\u0002netzbetreiber und planungsverantwortlicher Stelle nicht darauf beschränken, dass die Kom\u0002mune nur den Wärmeplan als Entwurf oder als veröffentlichte Version übermittelt. Die (nicht \r\npersonenbezogenen) Planungsdaten nach § 10 Abs. 5 WPG sind für den Verteilernetzbetreiber \r\naber – auch für Zwecke der Netzentwicklungsplanung – sehr wichtig und sollten vom Informa\u0002tionsanspruch erfasst werden. Anderenfalls könnte nur das Ergebnis der Wärmeplanung, nicht \r\naber die der Wärmeplanung zugrundeliegenden Planungsdaten in die Planung einbezogen \r\nwerden. Eine Datenübermittlung sollte außerdem grundsätzlich in einer (möglichst bundes\u0002weit) einheitlichen Form und Struktur erfolgen, die der Netzbetreiber weiterverarbeiten kann. \r\nSeite 17 von 75\r\nDies ist gesetzlich entsprechend klarzustellen. Bei der Ausgestaltung sind die Bedürfnisse klei\u0002nerer Netzbetreiber, deren Datenaustausch nur mit einer oder wenigen Kommunen erforder\u0002lich ist, zu berücksichtigen, etwa in Form von Ausnahmeregelungen im Einzelfall. \r\nZu streichen ist die Vorgabe in § 16c Abs. 1 EnWG-E, wonach die Netzbetreiber den Entschluss \r\nzur Erstellung eines Plans auf ihrer Internetseite veröffentlichen müssen. Hier wird insbeson\u0002dere der Mehrwert für die Anschlussnehmer und Letztverbraucher nicht erkennbar, da sich \r\nhieraus keine Informationen für ihren Anschluss ergeben. \r\nAußerdem sollte in § 16c Abs. 4 EnWG-E anstelle einer „angemessenen Frist“ für die Konsulta\u0002tion der Öffentlichkeit eine Frist von vier Wochen gesetzt werden. Zudem ist der in § 16c Abs. \r\n4 EnWG-E genannte „Kreis der Öffentlichkeit“ – entsprechend den Vorgaben des WPG – auf \r\ndie „betroffene Öffentlichkeit“ zu begrenzen.\r\n2.1.3 Zu § 16d - Anforderungen an Verteilernetzentwicklungspläne für Gas und Wasser\u0002stoff\r\nDie GasRL enthält keine Regelungen dazu, dass die Pläne der Verteilernetzbetreiber angemes\u0002sene Angaben dazu enthalten, inwiefern für Letztverbraucher und Anschlussnehmer, die von \r\neiner beabsichtigten Umstellung oder einer dauerhaften Außerbetriebnahme einer Gasleitung \r\nbetroffen sind, im Zeitpunkt der Umstellung oder dauerhaften Außerbetriebnahme im jeweili\u0002gen Netzgebiet grundsätzlich hinreichende und für sie wirtschaftlich vertretbare alternative \r\nVersorgungsmöglichkeiten existieren. \r\nDiese Informationen gemäß § 16d Abs. 3 Nr. 4 EnWG-E sind für die Netznutzer zwar anerkann\u0002termaßen wichtig. Die Prüfung alternativer Versorgungsmöglichkeiten und Fördermöglichkei\u0002ten fällt jedoch nicht in den Verantwortungsbereich des Netzbetreibers, sondern obliegt den \r\nzuständigen Behörden im Rahmen der kommunalen Wärmeplanung und der übergeordneten \r\nEnergiepolitik. Wie auch in § 17l Abs. 1 Nr. 3c EnWG-E (hierzu unter 3.2) gefordert und in der \r\nGesetzesbegründung angeführt, sollte hier ein Verweis auf den Wärmeplan der Kommune \r\nausreichen. \r\nAngaben zu Investitionskosten (§ 16 d Abs. 2 Nr. 2 EnWG-E) können ein Geschäftsgeheimnis \r\ndarstellen und sind in diesem Fall nicht zu veröffentlichen. \r\n› BDEW-Forderung: \r\nDie Aufnahme entsprechender Informationen in den Verteilernetzentwicklungsplan für \r\nGas sollte daher gestrichen werden.\r\nÜberdies ist in § 16d Abs. 1 Nr. 5 und 6 EnWG-E vorgesehen, dass Verteilernetzentwicklungs\u0002pläne sowohl mit dem integrierten NEP und dem Szenariorahmen nach den §§ 15a bis 15d \r\nSeite 18 von 75\r\nEnWG-E sowie dem unionsweiten Netzentwicklungsplan für Erdgas nach Art. 32 GasVO und \r\nmit dem unionsweiten Netzentwicklungsplan für Wasserstoff nach Art. 60 GasVO in Einklang \r\nstehen sollen. Dies erscheint nicht stringent, wenn gemäß § 15c Abs. 2 EnWG-E der NEP diese \r\nbeiden unionsweiten Netzentwicklungspläne lediglich „berücksichtigen“ muss.\r\n➢ Berücksichtigung von planerischen und wirtschaftlichen Erwägungen bei der Netzpla\u0002nung\r\nDer BDEW legt die Vorgaben der §§ 16b und 16d EnWG-E dahingehend aus, dass auch wirt\u0002schaftliche und planerische Erwägungen in die Planung des Gasverteilernetzes einfließen kön\u0002nen, sofern diese zur Entscheidung über die Außerbetriebnahme des Netzes (oder Teilen da\u0002von) führen. Die Berücksichtigung von wirtschaftlichen Erwägungen durch den Gasverteilnetz\u0002betreiber ist für einen effizienten Netzbetrieb erforderlich (vgl. hierzu Ausführungen zu § 17l \r\nEnWG-E). Eine entsprechende Klarstellung wäre deshalb sinnvoll. Eine ausschließlich techni\u0002sche Begründung der Außerbetriebnahme durch dauerhafte Verringerung der Erdgasnach\u0002frage würde erst sehr spät eintreten (z.B. bei zu geringem Gasdurchfluss). Eine erst darauf auf\u0002setzende Verteilernetzentwicklungsplanung würde ihre Wirkung dann ebenfalls zu spät entfal\u0002ten. Planerische Erwägungen wiederum würden Faktoren wie beispielsweise den Zeitbedarf\r\nfür den Umbau des Gasnetzes berücksichtigen, der erforderlich ist, um die Klimaneutralität bis \r\n2045 sicherzustellen (vgl. auch hierzu Ausführungen zu § 17l EnWG-E). \r\n2.1.4 Zu § 16e – Prüfung und Bestätigung von Verteilernetzentwicklungsplänen für Gas \r\nund Wasserstoff; Festlegungskompetenz \r\n➢ Zuständigkeit der Regulierungsbehörden \r\nNach § 16e Abs. 1 Nr. 1 EnWG-E ist die BNetzA für die Prüfung und Bestätigung der Pläne zu\u0002ständig, „sofern in dem Netzgebiet oder den Netzgebieten des jeweiligen Verteilernetzent\u0002wicklungsplans kumuliert, insgesamt mehr als 200.000 Gas- und Wasserstoffkunden unmittel\u0002bar angeschlossen sind“. Diese Zuständigkeitsregelung weicht von § 54 EnWG ab. \r\nNach dem aktuellen Gesetzentwurf sollen jedoch im Übrigen die Landesregulierungsbehörden \r\nzuständig sein. Die unterschiedlichen Zuständigkeiten sollten in jedem Fall nicht dazu führen, \r\ndass Vorgaben für die Pläne und der Prozess der Bestätigung erheblich divergieren. Dies kann \r\ninsbesondere Auswirkungen auf die Kohärenz des Verteilernetzentwicklungsplans und des \r\nNetzentwicklungsplans gemäß § 15b EnWG-E haben.\r\n➢ Frist für die Bestätigung der Verteilernetzentwicklungspläne \r\nSeite 19 von 75\r\nIm Sinne der Planungssicherheit sollte in § 16e EnWG-E eine Frist aufgenommen werden, in\u0002nerhalb derer die Verteilernetzentwicklungspläne zu prüfen und zu bestätigen sind. Eine Be\u0002stätigung sollte spätestens innerhalb von sechs Monaten ab Einreichung erfolgen. Dies wird \r\nmit der Aufnahme des § 17 Abs. 4 EnWG-E noch relevanter: Eine mögliche kürzere Frist für die \r\nTrennung von Anschlüssen nach § 17l Abs. 4 kann erst dann mindestens fünf Jahre betragen, \r\nwenn der Plan gemeinsam mit dem entsprechenden Antrag auf Verkürzung der Vorlaufzeit \r\nvon der zuständigen Behörde bestätigt wurde. Je länger die Behörde für die Bestätigung des \r\nPlans benötigt, umso später kann der Netzbetreiber den Netzanschluss trennen.\r\nDiese zeitliche Klarheit ist für die Netzbetreiber besonders wichtig. Deswegen könnte ergän\u0002zend eine gesetzliche Bestätigungsfiktion sinnvoll sein, auch um einen zusätzlichen Anreiz für\r\ndie zuständige Regulierungsbehörde zu schaffen, innerhalb der Frist die Pläne zu prüfen und \r\nzu bestätigen.\r\n➢ Anfechtbarkeit der Bestätigung durch Dritte\r\nGestrichen wurde im Vergleich zum Referentenentwurf, dass die Bestätigung der VNEP durch \r\ndie zuständige Behörde durch Dritte nicht selbständig anfechtbar ist. Die Regelung ist wieder \r\nin § 16e Abs. 2 EnWG-E aufzunehmen. \r\nIm Sinne der Planungssicherheit und Verfahrensbeschleunigung sollte die Bestätigung des \r\nPlans nicht durch Dritte anfechtbar sein. Von der Planung Betroffene werden zuvor in die Er\u0002stellung und Konsultierung des Plans eingebunden; sie können ihre Bedenken gegen die Pla\u0002nung dort einbringen. \r\nIn anderen Planungsvorschriften ist die Anfechtbarkeit der Bestätigung der Regulierungsbe\u0002hörde ebenfalls explizit ausgeschlossen (vgl. für den Netzentwicklungsplan Gas und Wasser\u0002stoff nach § 15d Abs. 3 EnWG und für den Netzentwicklungsplan der ÜNB nach § 12c Abs. 4 \r\nEnWG). \r\n2.1.5 Anwendung der Verteilernetzentwicklungspläne bei Netzbetreiberwechsel: \r\nIn den §§ 16b bis 16e EnWG-E fehlt eine Aussage dazu, was im Fall eines Netzbetreiberwech\u0002sels gilt (z.B., wenn die Konzession auf einen neuen Konzessionär übergeht). Aus Sicht des \r\nBDEW ist es zielführend, wenn in diesem Fall der Netzbetreiber für sein (neu hinzugekomme\u0002nes) Netzgebiet einen eigenen Verteilernetzentwicklungsplan i.S.d. § 16b EnWG-E erstellt; es \r\nsteht ihm frei, den bisherigen Plan fortzuführen. Bei Fortführung der bisherigen Planung müs\u0002sen auch bereits angekündigte Anschlusstrennungen gemäß § 17l EnWG-E allerdings fortgel\u0002ten können. \r\nSeite 20 von 75\r\n2.2 Entwicklungspläne für das Wasserstoffverteilernetz und Folgeänderung in § 71k GEG: \r\nIm Referentenentwurf zum GModG-E ist § 71k GEG vollständig gestrichen. Dies ist sehr zu be\u0002grüßen. Zum Zeitpunkt der Einreichung der Stellungnahme ist das GModG-E jedoch noch nicht \r\nverabschiedet. \r\nSollte § 71k GEG erhalten bleiben, muss mit der Einführung der \r\nVerteilernetzentwicklungsplanung in §§ 16b bis 16e EnWG-E \r\ndie Pflicht zur Erstellung eines verbindlichen Fahrplans in § 71k \r\nGEG gestrichen werden. Dies trägt maßgeblich zur Entbürokratisierung und zur Beschleuni\u0002gung der Wärmewende bei. \r\nEs wird eine unnötige Parallelstruktur vermieden und reduziert den Aufwand für Netzbetrei\u0002ber, Kommunen und Verwaltung erheblich. Die Verteilernetzentwicklungspläne nach §§ 16b \r\nbis 16e EnWG-E haben gegenüber den verbindlichen Fahrplänen nach § 71 k GEG den Vorteil, \r\ndass sie systematisch richtig in den Rahmen des EnWG eingebettet werden und ausschließlich \r\nund entflechtungskonform den Gasverteilernetz- und Wasserstoffverteilernetzbetreiber ad\u0002ressieren. Die Planungsvorschriften stellen sicher, dass eine enge Zusammenarbeit mit den zu\u0002ständigen Infrastrukturbetreibern Gas, Strom, Wasserstoff sowie Fernwärme- und Fernkälte \r\nerfolgt. Die Pläne sind außerdem auf die jeweils geltenden Wärmepläne zu stützen. \r\nWird in § 71 k GEG auf die Verteilernetzentwicklungspläne nach §§ 16b bis 16e EnWG-E abge\u0002stellt, muss auch wegfallen, dass die Pläne bis zum 30. Juni 2028 vorzulegen sind. Der BDEW \r\nhat bereits in seiner Stellungnahme zur FAUNA-Festlegung kritisiert, dass diese Frist nur in \r\nAusnahmefällen einhaltbar ist. Die Frist ist ohnehin nicht erforderlich; weder Gebäudeeigentü\u0002mer noch Netzbetreiber oder Kommunen profitieren davon oder werden geschützt. Der Ein\u0002bau einer wasserstofffähigen Gasheizung setzt nach § 71 k GEG das Vorliegen eines Plans vo\u0002raus. Gemäß dem BDEW-Vorschlag können sich Gebäudeeigentümer eine wasserstofffähige \r\nHeizung einbauen, wenn ein Verteilernetzentwicklungsplan vorliegt.\r\n› BDEW-Forderung\r\nFalls § 71k GEG nicht ohnehin gänzlich gestrichen wird, schlägt der BDEW vor, § 71 k \r\nAbs. 1 Nr. 1 und Abs. 2 bis 6 GEG vollständig zu streichen und Nr. 2 wie folgt zu fassen: \r\n„(1) Bis zum Anschluss an ein Wasserstoffnetz kann eine Heizungsanlage, die Erdgas ver\u0002brennen kann und auf die Verbrennung von 100 Prozent Wasserstoff umrüstbar ist, zum \r\nZweck der Inbetriebnahme eingebaut oder aufgestellt und ohne Einhaltung der Anforde\u0002rungen nach § 71 Absatz 1 oder Absatz 9 zur Wärmeerzeugung betrieben werden, wenn\r\n1. […] und\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 21 von 75\r\n2. für das der Betreiber des Gasverteilernetzes, an dessen Netz, an das die Heizungsan\u0002lage angeschlossen ist, ein Verteilernetzentwicklungsplan gemäß § 16b Absatz 1 oder \r\n§ 16b Absatz 1 und 3 Energiewirtschaftsgesetz veröffentlicht ist, den die zuständige Re\u0002gulierungsbehörde geprüft und bestätigt hat. und die nach Landesrecht für die Wärme\u0002planung zuständige Stelle bis zum Ablauf des 30. Juni 2028 einen einvernehmlichen, mit \r\nZwischenzielen versehenen, verbindlichen Fahrplan für die bis zum Ablauf des 31. Dezem\u0002ber 2044 zu vollendende Umstellung der Netzinfrastruktur auf die vollständige Versor\u0002gung der Anschlussnehmer mit Wasserstoff beschlossen und veröffentlicht haben und \r\ndarin mindestens festgelegt haben,“\r\n2.3 Zu §§ 15a ff. – Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff\r\n➢ Zu § 15a Abs. 6 EnWG\r\nFür den effizienten Aufbau einer Wasserstoffinfrastruktur ist die frühzeitige Berücksichtigung \r\nvon Speichern im Wasserstoffnetz von besonderer Bedeutung. Daher wäre auch die Einbezie\u0002hung des Speicherbedarfs in den Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff sinnvoll. Der Sze\u0002nariorahmen sollte daher den aufgrund zugrundeliegender Studien erforderlichen Speicherbe\u0002darf für Erdgas und Wasserstoff beinhalten.\r\nDamit könnte erreicht werden, dass der Speicherbedarf in enger Abstimmung mit der Netzpla\u0002nung ermittelt und der Aufbau einer Netz- und Speicherinfrastruktur kosteneffizient entwi\u0002ckelt wird. Ebenso kann die Verfügbarkeit von Gasspeicherkapazitäten für die Versorgungssi\u0002cherheit im Gas- und Strommarkt langfristig gewährleistet werden. \r\nDie Vorgaben der EU- Verordnung (EU) 2024/1789 (GasVO), wonach die Betreiber von Spei\u0002cheranlagen eine Bedarfsprognose zu erstellen haben, könnten in einen koordinierten Pla\u0002nungsprozess für die gesamte Netz- und Speicherinfrastruktur integriert werden.\r\n➢ Zu § 15c Abs. 2: Erstellung des Netzentwicklungsplans Gas und Wasserstoff\r\n§ 15c Abs. 2 Satz 2 EnWG-E sieht vor, dass in dem NEP ein Zeitplan für die Durchführung aller \r\nNetzausbaumaßnahmen sowie eine Liste der Maßnahmen, die in den nächsten drei Jahren \r\ndurchgeführt werden müssen, aufzunehmen ist. \r\n› BDEW-Forderung\r\nDiese Vorgabe muss dahingehend präzisiert werden, was unter „Durchführung“ zu ver\u0002stehen ist. Hier sollte auf das voraussichtlich geplante Inbetriebnahmejahr abgezielt \r\nwerden.\r\n§ 15c Abs. 2 Satz 11 EnWG-E sieht im Weiteren vor, dass im NEP das Potential zur Verringe\u0002rung von Treibhausgasemissionen von verschiedenen Netzausbaumaßnahmen miteinander \r\nSeite 22 von 75\r\nverglichen wird. Diese Anforderung ist praktisch nicht umsetzbar und sollte daher gestrichen \r\nwerden, da es im Wesentlichen auf den Energieträger ankommt (Biogas, LNG, Wasserstoff) \r\nund die Art und Weise der Energieverwendung (bspw. CO2-Abscheidung, Ersatz von Kohle \r\ndurch Gas), aber eben nicht auf den Transport bzw. das Leitungsnetz, das hierfür genutzt \r\nwird.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDiese Vorgabe ist zu streichen.\r\n§ 15c Abs. 2 Nr. 2 EnWG-E sieht zudem vor, dass die Ergebnisse der gemeinsamen und der na\u0002tionalen Risikobewertungen nach Art. 7 GasVO bei der Erstellung des Netzentwicklungsplans \r\nzu berücksichtigen sind. Diese Risikobewertungen sind für die den NEP erstellenden FNB je\u0002doch nicht zugänglich und können daher nicht berücksichtigt werden. Sollten sie künftig zu\u0002gänglich sein, sollte diese Anforderung in § 15b EnWG-E berücksichtigt werden, da es sich bei \r\nden Ergebnissen der Risikobewertung vorrangig um Einflussgrößen auf die zu berücksichtigen\u0002den Szenarien handelt.\r\n3 Umgang mit neuen und bestehenden Gasnetzanschlüssen \r\n3.1 Zu § 17l – Anschlusstrennung im Gasbereich \r\nMit einem neuen § 17l EnWG-E soll eine umfassende Regelung zur (dauerhaften) Anschluss\u0002trennung durch den Gasnetzbetreiber geschaffen werden. Dies erweitert die Handlungsmög\u0002lichkeiten und wurde auch vom BDEW gefordert. Davon erfasst ist nicht nur die physische \r\nTrennung des Netzanschlusses, sondern auch eine Inaktivsetzung des Anschlusses, wenn der \r\nAnschluss erst zu einem späteren Zeitpunkt mit dem gesamten Straßenzug stillgelegt wird \r\noder eine spätere Versorgung mit Wasserstoff erfolgen soll (siehe auch Kapitel 5.2). \r\nGasnetzbetreiber benötigen an örtliche Gegebenheiten angepasste Möglichkeiten, mit neuen \r\nund bestehenden Kunden in ihren Netzen umzugehen. Sonst ist eine Transformation ihrer \r\nNetze nicht möglich. Für die Erreichung der politisch gesetzten Klimaneutralitätsziele müssen \r\ndie Anschluss- und Zugangsverpflichtungen an die Gasnetze unter sorgfältiger Abwägung aller \r\nberechtigten Interessen ausgestaltet werden. \r\nZu diesen berechtigten Interessen gehört auch die Information der Kunden/Netzanschlussneh\u0002mer in angemessenem zeitlichem Abstand vor der Trennung selbst. Nur so können sie sich mit \r\nUnterstützung der Kommune um eine alternative Wärmeversorgung kümmern. Auch an der \r\nalternativen Versorgung und der Kenntnis darüber besteht ein berechtigtes Interesse. \r\nVor diesem Hintergrund ist es sachgerecht, dass in § 17l Abs. 4 EnWG-E eine kürzere Tren\u0002nungsfrist von fünf Jahren auf Antrag des Gasnetzbetreibers aufgenommen wurde. Diese \r\nSeite 23 von 75\r\nRegelung sollte ergänzend technologieoffen auch auf das Vorhandensein von Strom- und \r\nWasserstoffinfrastruktur ausgeweitet werden.\r\nDies zugrunde gelegt, berücksichtigt der vorgelegte Regierungsentwurf jedoch die Interessen \r\nder Netzbetreiber weiterhin noch nicht hinreichend. Er überschreitet deren Aufgabenbereich \r\nund Zuständigkeiten erheblich, indem er ihnen – ungeachtet bestehender Entflechtungsrege\u0002lungen – die alleinige Verantwortung für die Information und Verantwortung für die Entwick\u0002lungen der Gastransformation sowie der alternativen Wärmeversorgung zuweist.\r\nDer Netzbetreiber kann zwar seinen Netzanschlussnehmer über die vorgesehene Netztren\u0002nung informieren. Die für den Kunden viel wichtigere Aussage über die Verfügbarkeit alter\u0002nativer Versorgungsmöglichkeiten kann der Netzbetreiber aber nicht treffen. Er verfügt in \r\nseiner Rolle als Netzbetreiber über keine hinreichenden Informationen und hat auch keine \r\nEinflussmöglichkeiten auf deren rechtzeitige Bereitstellung. Die Information und Koordinie\u0002rung alternativer Versorgungsmöglichkeiten muss den Kommunen im Rahmen der Wärme\u0002planung sowie der kommunalen Daseinsvorsorge obliegen. Außerdem muss der politische \r\nund rechtliche Rahmen, der auf Bundes- und Landesebene gesetzt wird, zielgerichtet die Ver\u0002fügbarkeit alternativer Versorgungsmöglichkeiten aktiv befördern. Hierin liegt eine elemen\u0002tare politische Verantwortlichkeit. Es ist klar, dass jeder Anschlussnehmer im Laufe der Zeit \r\nindividuell darüber informiert werden muss, dass künftig keine Versorgung mit Erdgas mehr \r\nmöglich ist und welche Alternativen ihm stattdessen zur Verfügung stehen. Es ist aber sachlich \r\nfalsch, eine solche Aufgabe rechtlich bindend bei den Gasnetzbetreibern zu verorten. Die Er\u0002reichung der deutschen Klimaneutralitätsziele hängt maßgeblich von klaren und konsequen\u0002ten hoheitlichen Entscheidungen und ihrer Kommunikation durch die Politik ab. \r\nGleichzeitig ist sicherzustellen, dass für systemrelevante Erzeugungsanlagen ein verlässlicher \r\nÜbergang gewährleistet wird, insbesondere durch geeignete Übergangsregelungen oder die \r\nSicherstellung einer parallelen Versorgung (Gas und Wasserstoff) während der Transformati\u0002onsphase. Die Möglichkeit, Gasnetzanschlüsse auf Basis der Netzentwicklungsplanung zu tren\u0002nen, darf nicht dazu führen, dass bestehende oder neu errichtete Gaskraftwerke ihren Gasan\u0002schluss verlieren, ohne dass gleichzeitig eine gesicherte und wirtschaftliche Wasserstoffver\u0002sorgung zur Verfügung steht.\r\n➢ Weitere Flexibilisierung erforderlich - Fristenvorgaben sind zu starr\r\nRichtig ist, dass nach dem aktuellen Entwurf in § 17l Abs. 4 EnWG-E nun kürzere Informations\u0002fristen von fünf Jahren auf Antrag vorgesehen sind. Dies ist nach § 17l Abs. 4 EnWG-E aller\u0002dings nur zulässig, wenn der Anschlussnehmer sich zum Zeitpunkt der Trennung an ein Wär\u0002menetz anschließen lassen kann.\r\nSeite 24 von 75\r\nDies wird den örtlichen Gegebenheiten sowie dem Umfang der Aufgabe jedoch nicht gerecht. \r\nEine weitere Flexibilisierung der Informationsfristen ist auch für die Fälle erforderlich, in de\u0002nen Strom und Wasserstoff als alternative Wärmeversorgung zur Verfügung steht.\r\n› BDEW-Forderungen\r\nTechnologieoffene Ausgestaltung: Der Gesetzentwurf ist dahingehend zu ergänzen, dass auf \r\nAntrag ebenfalls eine kürzere Trennungsfrist eingeräumt werden kann, wenn Anschlussnut\u0002zer zum Zeitpunkt der Trennung an ein Wasserstoffnetz angeschlossen werden können (ins\u0002besondere Industriekunden). Der mögliche Anschluss an das Wasserstoffnetz geht aus dem \r\nWasserstoff-VNEP hervor, der entweder veröffentlicht wird oder den die Wasserstoff- und \r\nGasverteilernetzbetreiber ohnehin i.S.d. § 16b Abs. 3 EnWG-E gemeinsam erstellen. Ein ver\u0002lässlicher Informationsfluss an den Gasnetzbetreiber ist so sichergestellt. Voraussetzung muss \r\ndabei selbstverständlich sein, dass der betroffene Anschlussnutzer seine Prozesse auch auf die \r\nNutzung von Wasserstoff umstellen kann. \r\nGaskraftwerke, die der Versorgungssicherheit dienen (und z.B. im Rahmen des ad-hoc-Kapazi\u0002tätsmarktes bezuschlagt wurden), sind allerdings nicht von einer verkürzten Trennungsfrist bei \r\nder Umstellung auf Wasserstoff zu erfassen. Anschlusstrennungen dürfen hier nur nach vorhe\u0002riger systemischer Prüfung im Rahmen der Netzentwicklungsplanung und Abstimmung mit der \r\nBNetzA erfolgen, da pauschale Fristen Investitionen gefährden und Versorgungssicherheit so\u0002wie Netzstabilität beeinträchtigen können. Insbesondere darf die Möglichkeit zur Anschlus\u0002strennung nicht dazu führen, dass Gaskraftwerke, die für die Versorgungssicherheit vorgese\u0002hen oder bereits bezuschlagt sind, ihren Gasanschluss verlieren, ohne dass eine gesicherte al\u0002ternative Versorgung (insbesondere mit Wasserstoff) gewährleistet ist. Maßgeblich ist dabei, \r\ndass eine Anschlusstrennung von Gaskraftwerken erst dann erfolgen darf, wenn die alterna\u0002tive Versorgung tatsächlich physisch verfügbar und technisch nutzbar ist; eine rein planerische \r\noder prognostische Verfügbarkeit ist nicht ausreichend. Dies ist insbesondere für neue Gas\u0002kraftwerke im Rahmen von Kapazitätsmechanismen von zentraler Bedeutung, da andernfalls \r\nInvestitions- und Versorgungssicherheit gleichermaßen gefährdet wären. \r\nDarüber hinaus kann eine Fristverkürzung auch in anderen Fällen sinnvoll sein, um einen \r\ntechnologieoffenen Rahmen zu setzen: Auch dort, wo die kommunale Wärmeplanung ein de\u0002zentrales Versorgungsgebiet vorsieht, ergeben sich Möglichkeiten, Stilllegungen im Gasvertei\u0002lernetz frühzeitig vorzunehmen unter Berücksichtigung eines ausreichend ausgebauten \r\nStromnetzes mit entsprechenden Netzanschlusskapazitäten. Damit das Stromnetz eine rele\u0002vante Alternative für die Wärmeversorgung darstellen kann, ist auch der Zustand der betroffe\u0002nen Gebäude, der sich aus der kommunalen Wärmeplanung ergibt, zu beachten. Dies wird be\u0002sonders relevant, wenn ohne die Möglichkeit der Anschlusstrennung umfangreiche \r\nSeite 25 von 75\r\nErsatzinvestitionen im Netzgebiet oder den vorgelagerten Netzebenen der Gasnetzbetreiber \r\nanfallen würden. \r\nNachvollziehbar ist, dass der Anwendungsbereich des § 17l EnWG-E für Netze, die zukünftig \r\nmit Biomethan betrieben werden können, nicht eröffnet wird. In diesen Fällen bleibt das Gas\u0002netz als solches, betrieben mit Biomethan, bestehen und eine Trennung der Gasanschlüsse ist \r\nnicht erforderlich. \r\nBürokratie vermeiden: Bei der Ausgestaltung der kürzeren Informationsfristen ist im Sinne \r\nder Bürokratieentlastung sicherzustellen, dass von der zuständigen Behörde keine über die \r\ngesetzliche Regelung hinausgehenden Anforderungen gestellt werden.\r\nWeitere Bürokratie könnte mit der Einführung einheitlich angemessener Informationsfristen \r\nohne ein separates Antragserfordernis vermieden werden. \r\nFlexibilität ermöglichen: Die Transformation der Gasverteilernetze ist ein komplexer Prozess. \r\nPauschale Vorgaben mit Zeiträumen und Fristen von zehn und fünf Jahren würden eine volks\u0002wirtschaftlich effiziente und somit eine sozialverträgliche Transformation der Gasnetze erheb\u0002lich erschweren bzw. faktisch unmöglich machen. Mit einem Informationszeitraum von zehn \r\nJahren nach Einreichung der VNEP und des NEP könnten erste Trennungen frühestens ab 2038 \r\nerfolgen. Dies würde Fernleitungs- und Verteilernetzbetreibern flächendeckend maximal sie\u0002ben Jahre Zeit lassen, um Leitungen entweder endgültig stillzulegen oder nach einer vorüber\u0002gehenden Außerbetriebnahme auf Wasserstoff umzustellen. Für Netzbetreiber, die in Bundes\u0002ländern oder Kommunen tätig sind, welche die Klimaneutralität bereits vor 2045 anstreben, \r\nverkürzt sich dieser Zeitraum nochmals entsprechend. \r\nDie flexible Ausgestaltung der Transformation ist auch für die kohärente Umsetzung der Wär\u0002meplanung unerlässlich. Nur so kann eine verlässliche Infrastrukturplanung erfolgen und In\u0002vestitionen in den Ausbau paralleler Infrastrukturen vermieden werden. Ansonsten käme es \r\nnicht nur für die Gasnetzkunden, sondern auch die Kunden von Wärmenetzen zu vermeidba\u0002ren Preissteigerungen. Durch eine dauerhaft lange und starre Frist werden Ersatzinvestitionen \r\nin Gasnetze fällig, deren Refinanzierung durch den Ansatz beschleunigter oder verkürzter Ab\u0002schreibungsdauern innerhalb nur weniger Jahre durch eine sinkende Zahl an Netznutzern zu \r\ntragen sein werden. Dadurch wird zwar ein beschleunigtes Wiederverdienen der Investitionen \r\nin die Infrastruktur grundsätzlich ermöglicht. Es verhindert aber nicht, dass noch in den Folge\u0002jahren weitere Investitionen notwendig werden. Diese können entweder durch das Erreichen \r\nder technischen Lebensdauer oder durch Infrastrukturmaßnahmen ausgelöst werden, die eine \r\nUmverlegung in Betrieb befindlicher Gasleitungen erfordern. Dies kann zu ggf. stark steigen\u0002den Netznutzungsentgelten bei den noch am Netz verbleibenden Netzkunden führen. Im \r\nSeite 26 von 75\r\nschlechtesten Fall können die Netzbetreiber die getätigten Investitionen nicht mehr wieder\u0002verdienen.\r\nDer BDEW geht auch deshalb davon aus, dass sich die derzeit im Grundsatz vorgesehenen \r\nlangen Informationsfristen für die Trennung von zehn bzw. fünf Jahren im Zeitverlauf signifi\u0002kant verkürzen müssen. Mit fortschreitender Dekarbonisierung wird für Letztverbraucher zu\u0002nehmend erkennbar, dass der Gasnetzbetrieb künftig nur noch eingeschränkt und jedenfalls \r\nnicht mehr dauerhaft zur Verfügung stehen wird. Vor diesem Hintergrund erscheint es sachge\u0002recht, die anzuwendenden Vorlaufzeiten sukzessive abzusenken, um den realistischen Erwar\u0002tungshorizont der Anschlussnutzer und die tatsächliche Perspektive des Gasnetzbetriebs kon\u0002sistent abzubilden. \r\n➢ Zu § 17l Abs. 1 Nr. 5 c) und d) EnWG-E: \r\nInformiert der Netzbetreiber nach § 17l Abs. 1 Nr. 2 EnWG-E den Anschlussnehmer zehn Jahre \r\nim Voraus über die geplante Trennung, bedarf es dafür nach dem vorliegenden Regierungs\u0002entwurf auch einer Information über die Verfügbarkeit alternativer Versorgungsmöglichkei\u0002ten. Diese Information obliegt, wie oben angeführt, den Kommunen im Rahmen der Wärme\u0002planung sowie der kommunalen Daseinsvorsorge. Entsprechend muss es in diesem Fall genü\u0002gen, wenn der Netzbetreiber z.B. auf die kommunale Wärmeplanung verweist, wie in der Ge\u0002setzesbegründung vorgesehen. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 17l Abs. 1 Nr. 5 c) EnWG-E ist wie folgt zu ergänzen:\r\n„im Zeitpunkt der Anschlusstrennung im Netzgebiet grundsätzlich zur Verfügung stehende, \r\nalternative Versorgungsmöglichkeiten für den Anschlussnehmer insbesondere mit Ver\u0002weis auf den Wärmeplan nach § 23 des Wärmeplanungsgesetzes.“\r\n§ 17l Abs. 1 Nr. 5 lit. d EnWG-E ist zu streichen.\r\n➢ Zu § 17l Abs. 1 Nr. 6 EnWG-E: \r\nEine regelmäßige Information über die geplante Trennung des Anschlusses gegenüber den be\u0002troffenen Anschlussnehmern ist nachvollziehbar. Dies gilt auch aus Sicht der Netzbetreiber, \r\num sicherzustellen, dass die Trennung tatsächlich erfolgen kann. Insgesamt sechs - bei Ände\u0002rungen am geplanten Vorgehen potenziell noch weitere - verschiedene Informationen sind je\u0002doch nicht zielführend. Eine Beschränkung der Frequenz auf höchstens zwei zusätzliche Ter\u0002mine (wie z. B. zwei Jahre und zwei Wochen vor dem Termin zur Trennung des Netzanschlus\u0002ses) sollte zweckmäßig und ausreichend sein.\r\nSeite 27 von 75\r\nAußerdem ist sicherzustellen, dass auch die Gaslieferanten rechtzeitig die für sie erforderli\u0002chen Informationen erhalten.\r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 17l Abs. 1 Nr. 6 EnWG-E ist wie folgt zu ändern: \r\n„jeweils zwei Jahre, sechs Monate, zwei Monate sowie zwei Wochen vor dem geplanten \r\nTermin zur Trennung des Anschlusses den betroffenen Anschlussnehmer an die bevorste\u0002hende Anschlusstrennung in Textform erinnert hat.“\r\n➢ Zu § 17l Abs. 2 Nr. 1 EnWG-E\r\nNach §17l Abs. 2 Nr. 1 ist der Betreiber eines Gasversorgungsnetzes unverzüglich nach Bestäti\u0002gung des VNEP verpflichtet, über den Termin für die beabsichtigte Netzanschlusstrennung \r\ndurch Einlage in die Briefkästen sämtlicher von der Netzanschlusstrennung nach Absatz 1 be\u0002troffener Grundstücke und Gebäude zu informieren.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDiese Verpflichtung ist zu streichen. Mieter und Anschlussnutzer würden durch die Informa\u0002tion voraussichtlich potenziell verunsichert, ohne dass sie selbst einen Einfluss auf die Ent\u0002scheidung haben, welche Heizungsart zukünftig eingebaut wird. Mit der im Entwurf im Übri\u0002gen vorgesehenen Information der Anschlussnehmer und der Schornsteinfeger ist hinreichend \r\nsichergestellt, dass alle Betroffenen über die geplante Anschlusstrennung informiert werden.\r\n➢ Zu 17l Abs. 4 EnWG-E\r\nDie Regelung in § 17l Abs. 4 EnWG-E ist grundsätzlich sachgerecht. Die Anschlussmöglichkeit \r\nkann auf vier verschiedene Arten dargelegt werden, die entweder öffentlich verfügbar sind \r\noder über die sich Wärmenetzbetreiber und Gasnetzbetreiber austauschen können. Eine Zu\u0002sammenarbeit beider Netzbetreiber ist ohnehin in § 16c Abs. 2 EnWG-E vorgesehen. Die An\u0002tragsberechtigung ist in den Fällen, in denen für Verbraucher die Möglichkeit besteht, sich an \r\nein Wärmenetz anzuschließen, zum einen gut nachweisbar und zum anderen für Verbraucher \r\nzumutbar, weil sie zunächst nicht mit weiteren Modernisierungsmaßnahmen am Gebäude \r\nverbunden ist. \r\n➢ Redaktioneller Hinweis: Der BDEW weist darauf hin, dass in Abs. 4 Satz 1 auf Abs. 1 \r\nNr. 2 und 4 verwiesen werden müsste und nicht (nur) auf Nr. 4.\r\n➢ Zu § 17l Abs. 6 EnWG-E: \r\nSeite 28 von 75\r\nNach § 17l Abs. 6 darf ein Anschluss nicht getrennt werden, soweit zwei Jahre vor der Tren\u0002nung absehbar ist, dass eine alternative Wärmeversorgungsart, die im Wärmeplan als beson\u0002ders geeignet eingestuft ist, dem Letztverbraucher nicht zur Verfügung stehen wird. \r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung ist zu streichen. Sie greift unverhältnismäßig in die Rechte der Netzbetreiber ein \r\nund stellt in ihrer Pauschalität keine angemessene Abwägung aller betroffenen Interessen und \r\nGrundrechte dar. \r\nDie vorgesehene Einschränkung der Anschlusstrennung verursacht erhebliche Unsicherheiten \r\nbei den Netzbetreibern. Durch die Regelung wird die Umstellung oder Stilllegung aller vor\u0002und nachgelagerten Leitungen in der gesamten Kaskade blockiert. Dies gilt umso mehr, wenn \r\ndie Gasverteilernetzbetreiber sich nicht von Beginn an einer umfassenden und abgestimmten \r\nNetzplanung beteiligen müssen (siehe Kapitel zu § 16b EnWG-E). \r\nSie gefährdet damit nicht nur die Planungen zahlreicher Netzbetreiber, sondern auch die von \r\nKunden – insbesondere jener, die Wasserstoff benötigen oder einspeisen wollen. Gerade bei \r\nindirekter Betroffenheit einer Transportleitung kann der Kreis der beeinträchtigten Akteure \r\nerheblich sein.\r\nDies kann auch Kraftwerke oder Industriekunden betreffen, die anhand der Planungen der \r\nNetzbetreiber die Dekarbonisierung ihrer Prozesse durch die Umstellung auf Wasserstoff vo\u0002rausschauend geplant bzw. sich sogar hierzu verpflichtet haben. Auch in deren wirtschaftliche \r\nInteressen würde erheblich eingegriffen, wenn ein Gasnetzbetreiber, entweder der Anschluss\u0002netzbetreiber selbst oder ein Gasnetzbetreiber entlang der Kaskade, die Umstellung seines \r\nNetzes auf Wasserstoff auf absehbare Zeit entgegen vorherigen anderweitigen Planungen\r\nnicht umsetzen kann. Damit sind in der Regel umfangreiche wirtschaftliche Aufwendungen der \r\nUnternehmen verbunden. \r\nDie großzügigen Trennungsfristen des § 17l EnWG-E von zehn bzw. fünf Jahren geben An\u0002schlussnehmern ausreichend Zeit, alternative Lösungen zu entwickeln, deren Bereitstellung \r\nnicht in der Verantwortung der Gasnetzbetreiber liegen kann. \r\nHinzu kommt, dass der kurzfristige Weiterbetrieb der Leitungen sich auf die Netzentgelte aus\u0002wirken kann. Netzbetreiber werden ihre Ersatzinvestitionen in das Netz bei geplanten, stillzu\u0002legenden Leitungen im Sinne eines kosteneffizienten Netzbetriebs auf das notwendige Min\u0002destmaß reduzieren. Eine ungeplante Verlängerung der Betriebszeit von Netzen oder Netztei\u0002len, insbesondere wenn es sich um längere Zeiträume handelt, kann dazu führen, dass Lei\u0002tungsabschnitte in der gesamten betroffenen Netzbetreiberkaskade erneuert werden müssen \r\nund dafür unvorhergesehene Ersatzinvestitionen anfallen. Diese Kosten müssen wiederum in \r\nSeite 29 von 75\r\nkurzer Zeit abgeschrieben werden und haben dadurch einen zusätzlichen preissteigernden Ef\u0002fekt auf Netzentgelte.\r\n› BDEW-Forderung\r\nAufgrund der genannten Argumente ist die Regelung zu streichen. \r\nSollte sie dennoch bestehen bleiben, ist unbedingt sicherzustellen, dass sich aus dem erzwun\u0002genen Weiterbetrieb ergebende Mehrkosten, etwa planwidrig kurzfristig anfallende Kosten \r\nfür Ersatzinvestitionen, vollumfassend als Kosten, die nicht dem Effizienzvergleich unterliegen \r\n(KAnEu), regulatorisch anerkannt werden.\r\n› BDEW-Forderung\r\nSollte der Gesetzgeber der Forderung vor dem Hintergrund des erheblichen Mehraufwands \r\nund der Unsicherheit für alle beteiligten Akteure dennoch nicht nachkommen, schlägt der \r\nBDEW hilfsweise vor, in Anerkennung der verschiedenen, zum Teil erheblich betroffenen Inte\u0002ressen, von einer pauschalen Verpflichtung des Weiterbetriebs des Gasnetzes abzusehen.\r\nVielmehr sollten auf Grundlage der konkreten Umstände des Einzelfalls die für die Bestäti\u0002gung der jeweiligen Netzplanung zuständigen Behörden eine entsprechende Entscheidungs\u0002kompetenz erhalten. Damit könnten in den Einzelfällen, in denen zum geplanten Trennungs\u0002zeitpunkt absehbar keine alternative Versorgungsoption verfügbar sein wird, die betroffenen \r\nInteressen angemessen und verhältnismäßig gegeneinander abgewogen werden. In diese In\u0002teressenabwägung müssten der Umfang der betroffenen Kunden, die Qualität der zugrunde\u0002liegenden Wärmeplanung, der voraussichtliche Verzögerungszeitraum, die Auswirkungen auf \r\nbetroffene Industriekunden und auf die gesamte Netzbetreiberkaskade sowie anstehende er\u0002forderliche Investitionen in das Gasnetz einfließen. \r\nDie zuständigen Behörden müssten eine entsprechende Entscheidungsbefugnis auf Antrag \r\ndes betroffenen Netzbetreibers erhalten. Dabei gilt es, keinen unnötigen bürokratischen Auf\u0002wand zu generieren und die Anforderungen auf das für eine substantiierte Entscheidung erfor\u0002derliche Mindestmaß zu beschränken. Die zu berücksichtigenden Interessen sind dem Grund\u0002satz der Wesentlichkeit nach im Gesetz als nicht abschließender Kriterienkatalog aufzuneh\u0002men, weil es sich unabhängig vom Ergebnis der Entscheidung um einen Eingriff in Grundrechte \r\n(entweder des Netzbetreibers oder der Anschlusskunden) handelt.\r\nDer Eingriff in die Grundrechte des Netzbetreibers und ggf. von Kunden, die aufgrund der an\u0002gekündigten Umstellung des Netzes entsprechende wirtschaftliche Vorkehrungen getroffen \r\nhaben, ist in dem vorliegenden Regelungsvorschlag nicht ausreichend gewürdigt und entspre\u0002chend nicht gerechtfertigt.\r\nSeite 30 von 75\r\nIn jedem Fall müsste der Weiterbetrieb des Netzes entgegen den Planungen des Netzbetrei\u0002bers im Sinne einer verhältnismäßigen Ausgestaltung auf einen maximal zulässigen Zeitraum\r\nbegrenzt werden. Der BDEW schlägt dafür maximal zwei Jahre nach dem ursprünglich vorge\u0002sehenen Trennungszeitpunkt vor. \r\nDer BDEW weist außerdem darauf hin, dass dem Gasnetzbetreiber in der Regel nicht bekannt \r\nist, in welchem Umsetzungsstadium sich die Versorgungsalternativen befinden und ob sie \r\nrechtzeitig zur Verfügung stehen werden. Der Gasnetzbetreiber hat auch keinen Einfluss auf \r\ndie Wärmeplanung der Kommune. Er kann nicht steuern, ob die im Wärmeplan als geeignet \r\neingetragene Wärmeversorgungsart tatsächlich geeignet ist und ob die Kommune überhaupt \r\nmit dem für diese Wärmeversorgungsart zuständigen Netzbetreiber in Austausch getreten ist, \r\num den Wärmeplan umzusetzen. \r\n➢ Ergänzung: Kündigung des Netzanschlussvertrages\r\nEs fehlt eine Klarstellung, dass die Möglichkeit besteht, im Zuge der Trennung des Anschlusses \r\nden Netzanschlussvertrag auch außerhalb des Anwendungsbereichs der NDAV kündigen zu \r\nkönnen. § 25 Abs. 1 der NDAV wurde zwar um ein entsprechendes Kündigungsrecht ergänzt. \r\nDer Regierungsentwurf enthält jedoch keine entsprechende Regelung für Anschlussverträge \r\nim Mittel- und Hochdruckbereich. Hier sollte eine Klarstellung erfolgen. \r\n› BDEW-Forderung\r\nIn § 17 EnWG sollte auch für das Mittel- und Hochdrucknetz eine Regelung getroffen \r\nwerden, die eine Kündigung durch den Netzbetreiber bei Vorliegen der Voraussetzun\u0002gen für die Trennung eines Anschlusses ausdrücklich ermöglicht. \r\n➢ Wechsel des Anschlussnehmers\r\nIn diesem Zusammenhang ist auch zu klären, was bei einem Wechsel des Anschlussnehmers, \r\ninsbesondere im Falle eines Grundstücksverkaufs geschieht. Dies darf nicht zu einem Neu\u0002start der Fristen führen. Deswegen sollte im Gesetz klargestellt werden, dass die Informa\u0002tion über die Trennung des Netzanschlusses und der angestrebte Zeitplan für die Tren\u0002nung auch gegenüber nachfolgenden Grundstückseigentümern bzw. Anschlussnehmern wirk\u0002sam bleibt. Die Information über die Trennung ist damit grundstücksbezogen, und nicht perso\u0002nengebunden.\r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 17l Abs. 1 Satz 2 (d.h., letzter Satz nach § 17l Abs. 1 Satz 1 Nr. 6 EnWG-E) ist wie folgt \r\nzu ergänzen: \r\nSeite 31 von 75\r\n„Die Information ist auch nachfolgenden Grundstückseigentümern beziehungs\u0002weise Anschlussnehmern gegenüber wirksam.“ \r\n➢ Besondere Situation systemrelevanter Kraftwerke, KWK-Anlagen und Großabnehmer \r\nbeachten\r\nDie besondere Situation von systemrelevanten Gasverbrauchern – etwa Kraftwerken, KWK\u0002Anlagen oder industriellen Großabnehmern – erfordert insbesondere Planungssicherheit. An\u0002schlusstrennungen dürfen nur nach vorheriger systemischer Prüfung im Rahmen der Netzent\u0002wicklungsplanung und Abstimmung mit der BNetzA erfolgen, da pauschale Fristen Investitio\u0002nen gefährden und Versorgungssicherheit sowie Netzstabilität beeinträchtigen können.\r\n3.2 Zu §§ 17 und 18 – Netzanschluss und Anschlussverweigerung\r\nMit den Anpassungen in § 17 Abs. 1, 2 und 3 und § 18 Abs. 1 EnWG-E wird klargestellt, dass \r\ndie Anschlusspflicht bzw. die allgemeine Anschlusspflicht in Niederdruck/Niederspannung zu \r\nden allgemeinen Bedingungen (NDAV/ NAV) nur für Elektrizitäts- und Gasversorgungsnetze \r\ngilt und nicht auf Wasserstoffnetze anwendbar ist. \r\nWeiterhin wird in § 18 Abs. 1 Satz 2 EnWG-E auf die neuen Verweigerungsgründe nach § 17 \r\nAbs. 2c EnWG-E verwiesen, wonach ein Anschluss in Niederdruck vom Netzbetreiber verwei\u0002gert werden kann, wenn in einem NEP oder Verteilernetzentwicklungsplan die Umstellung \r\noder dauerhafte Außerbetriebnahme vorgesehen ist. Die Regelungen sind insofern folgerichtig \r\nund unkritisch. \r\nMit § 17 Abs. 2c EnWG-E wird eine neue Regelung geschaffen, die es Gasnetzbetreibern er\u0002möglicht, (neue) Netzanschlüsse unter bestimmten Bedingungen zu verweigern. Dies ist erfor\u0002derlich, um die geplante Entwicklung der Netze auch umsetzen zu können. Folgerichtig müs\u0002sen Netzbetreiber nun zukünftig nicht mehr jeden Anschluss an ein Gasnetz realisieren, wenn \r\nin ihren Plänen der langfristige Weiterbetrieb des Netzes nicht vorgesehen ist. Dafür hatte sich \r\nder BDEW im Vorfeld eingesetzt. Nur so kann eine erfolgreiche Transformation der Gasnetze \r\numgesetzt werden.\r\nDer BDEW begrüßt, dass die in § 17 Abs. 2c Satz 2 EnWG-E vorgesehene Regelung die Unsi\u0002cherheit darüber berücksichtigt, in welchem Umfang die Pläne der Netzbetreiber von der \r\nBNetzA bestätigt werden. \r\nDarüber hinaus sollte den Netzbetreibern zukünftig ermöglicht werden, Netzanschlussver\u0002träge befristet abschließen zu können, wenn nach der Bestätigung des VNEP perspektivisch \r\ndie Umstellung oder Stilllegung des Gasnetzes vorgesehen ist. Dies betrifft Neuanschlüsse und \r\nden Wechsel des Anschlussnehmers an Leitungen, die bereits zur Umstellung oder Stilllegung \r\nSeite 32 von 75\r\nvorgesehen sind. In diesen Fällen wurde der alte Anschlussnehmer bereits fristgerecht nach \r\n§ 17l EnWG-E über die zukünftige, geplante Trennung informiert. Bis zu dem geplanten Zeit\u0002punkt kann es jedoch sinnvoll sein, auch einem neuen Anschlussnehmer Anschluss und Zu\u0002gang zu seinem Netz zu gewähren, etwa im Falle eines Haushaltskunden, der ein neues Ge\u0002bäude bezieht. Ansonsten bestünde für den Netzbetreiber nur die Möglichkeit, Anschluss und \r\nZugang von Anfang an zu verweigern.\r\nWird ein befristetes Anschlussverhältnis geschlossen, muss die vereinbarte Frist mit der im \r\nNetzentwicklungsplan nach § 15d Abs. 3 Satz 1 EnWG oder Verteilernetzentwicklungsplan \r\nnach § 16e Abs. 2 Satz 1 EnWG-E bestätigten Frist für die Außerbetriebnahme oder Umstel\u0002lung der Leitung übereinstimmen. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 17 EnWG-E sollte um einen neuen Absatz 2c ergänzt werden: \r\n„Der Betreiber eines Gasversorgungsnetzes kann einen Netzanschluss nach Absatz 1 \r\nSatz 1 auch dann verweigern oder dem Anschlussnehmer den Abschluss einer befriste\u0002ten Netzanschlussvereinbarung anbieten, wenn er nachweist, dass die Verweige\u0002rung oder Befristung erforderlich ist, weil \r\n1. in einem nach § 15d Absatz 3 Satz 1 bestätigten Netzentwicklungsplan die Umstel\u0002lung oder dauerhafte Außerbetriebnahme des Fernleitungsnetzes oder relevanter \r\nTeile davon vorgesehen ist, oder \r\n2. in einem nach § 16e Absatz 2 Satz 1 bestätigten Verteilernetzentwicklungsplan die \r\nUmstellung oder dauerhaften Außerbetriebnahme von Verteilernetzen oder Teilen \r\ndavon vorgesehen ist.“\r\n4 Biomethan\r\nBiogas und Biomethan sind erneuerbare Energieträger, die im Gegensatz zu Wind- und Solar\u0002energie auch bei Windflauten und bedecktem Himmel verfügbar sind. Sie sind unter Beach\u0002tung der Gasbeschaffenheit speicherbar und damit saisonal und flexibel in allen Sektoren ein\u0002setzbar, insbesondere auch zur Verstromung. Der Energieträger ist somit ein wichtiger Bau\u0002stein, um die nationalen und internationalen Klimaschutzziele zu erreichen. Unter ande\u0002rem defossilisieren bereits heute Biogas und Biomethan schon im Umfang von 100 TWh das\r\nEnergiesystem.\r\nSeite 33 von 75\r\n4.1 Zu § 17l Abs. 5 - Trennung von Netzanschlüssen von Biomethananlagen\r\nDer BDEW lehnt die neu eingefügte Regelung in § 17l Absatz 5 ab. Eine Trennungsfrist von \r\nmindestens 20 Jahren für alle Anlagen, die bis zum Inkrafttreten des Gesetzes an das Gasnetz \r\nangeschlossen sind, erschwert die Transformation der Gasnetze. Erforderlich ist daher eine \r\nRegelung, die gezielt Planungssicherheit und eine langfristige Perspektive von mindestens \r\n20 Jahren für die Erzeugung und Einspeisung von Biomethan schafft. Dies kann gelingen, wenn \r\nunter Berücksichtigung der unterschiedlichen Transformationspfade der Gasnetze Biomethan\u0002netzgebiete ausgewiesen werden, in denen Bestands- und Neuanlagen verlässliche Rahmen\u0002bedingungen auch über 2045 hinaus erhalten. Andernfalls ist zu erwarten, dass Investitionen \r\nausbleiben und vorhandene Potenziale nicht erschlossen werden. In anderen Netzgebieten \r\nkann hingegen eine einheitliche Trennungsregelung zur Anwendung kommen.\r\n4.2 Zu §§ 16b ff. - Gezielte Ausweisung geeigneter Gebiete für Biomethaneinspeisung\r\nEiner Sonderregelung für die Trennung von Biomethananlagen bedarf es auch deshalb nicht, \r\nda der Anschluss solcher Anlagen von vorneherein überwiegend in dafür geeigneten Gebie\u0002ten erfolgen sollte. \r\nDer BDEW schlägt deshalb als langfristige Perspektive für den Netzanschluss von Biomethana\u0002nlagen sowie die damit verbundenen Kosten- und Transformationsfragen vor, die Möglichkeit \r\nzur Ausweisung von Biomethannetzgebieten im NEP und in den VNEPs vorzusehen. Dies er\u0002möglicht es den Netzbetreibern, die Weiterentwicklung ihrer Netze zu planen und umzuset\u0002zen. Gleichzeitig schaffen ausgewiesene Biomethannetzgebiete langfristige Planungs- und In\u0002vestitionssicherheit sowohl für Bestands- als auch für Neuanlagen. Für die Ausweisung von Bi\u0002omethannetzgebieten als Bestandteil der Verteilernetzentwicklungsplanung soll keine geson\u0002derte Genehmigungserfordernis in das Gesetz aufgenommen werden. Für den Weiterbetrieb \r\ndes Netzes als Gasnetz i.S.d. EnWG ergibt sich nach derzeitigem Stand kein darüber hinaus ge\u0002hender Regelungsbedarf. Ein genereller Weiterbetrieb mit Methan ist kein Bestandteil für die \r\nEntwicklungspläne.\r\nVerteilernetzbetreiber haben gemäß § 16b Abs. 1 EnWG-E bei ihrer Planung auf angemessene \r\nAnnahmen zur Entwicklung der Erdgasproduktion und -einspeisung, der Erdgasnachfrage und \r\n-versorgung – einschließlich Biomethan – abzustellen. Gleichzeitig sieht der Entwurf weiterhin \r\neinen Anschlussvorrang für Biomethanerzeugungsanlagen im gesamten Gasnetz vor. Dies \r\nkann zu ineffizienten Investitionen führen, wenn Einspeisungen in Regionen erfolgen, in denen \r\nweder eine ausreichende Nachfrage noch eine kosteneffiziente Integration in die bestehende \r\nNetzstruktur gegeben ist. Ohne eine gezielte Steuerung drohen hohe volkswirtschaftliche Kos\u0002ten sowie Verzögerungen bei der Transformation hin zu Wasserstoffnetzen. Die Fortführung \r\nSeite 34 von 75\r\nder Vor-Ort-Verstromung muss deshalb weiterentwickelt und gestärkt werden und als wirt\u0002schaftliche Alternative erhalten bleiben.\r\nDaher schlägt der BDEW vor, dass Gasnetzbetreiber geeignete Netzgebiete ausweisen und \r\nveröffentlichen können, in denen die Biomethaneinspeisung und die Gasversorgung wirt\u0002schaftlich betrieben werden kann. Die Kriterien für die Ausweisung sind unter anderem das\r\nvorhandene und perspektivische Biomasse- und Biomethanpotenzial einer Region, die Netz\u0002struktur inkl. bereits bestehender Netzanschlüsse von Biomethanerzeugungsanlagen und die \r\nWirtschaftlichkeit des Netzbetriebs sowie eine Betrachtung der Verbindungen zwischen den \r\nGebieten und in europäische Nachbarländer. Die Rolle Deutschlands als \"Gastransitland\" ist \r\nferner zu berücksichtigen. Die Ausweisung geeigneter Gebiete für Biomethaneinspeisungen in \r\nangemessen einfacher Form, wie zum Beispiel einer Übersichtskarte soll nicht als separater \r\nProzess erfolgen, sondern integraler Bestandteil des Netzentwicklungsplans und der Verteiler\u0002netzentwicklungsplanung sein. \r\nVoraussetzung hierfür ist, dass das gesamte Biomethanpotenzial in Deutschland zunächst er\u0002fasst und Regionen mit hohem Biomethanpotential als solche ausgewiesen wird. Liegt das \r\nNetzgebiet eines Netzbetreibers in einer Region mit hohem Biomethanpotential ist zu prüfen, \r\nob ein Biomethannetzgebiet ausgewiesen werden kann. \r\nEine weitere Voraussetzung für eine mögliche Ausweisung von Biomethannetzgebieten in den \r\nVerteilernetzentwicklungsplänen sowie dem Netzentwicklungsplan Gas/Wasserstoff ist die \r\nAufnahme von Biomethanzielen in die Systementwicklungsstrategie oder eine Strategie zur \r\nkünftigen Nutzung von Methan aus erneuerbaren Quellen. Alternativ ist § 15b Absatz 3 EnWG \r\ndahingehend anzupassen, dass die Fernleitungsnetzbetreiber verpflichtet werden, mindestens \r\nein Szenario auf Grundlage der europäischen Vorgaben sowie neu aufzustellender nationaler \r\nAusbauziele für Biomethan zu entwickeln. Eine Voraussetzung für die Entwicklung von Szena\u0002rien ist, dass zuvor eine Potenzialanalyse der Biomethanregionen vorliegt. \r\nNur durch eine solche Verankerung in den übergeordneten Planungsinstrumenten kann si\u0002chergestellt werden, dass Biomethan in der Netzplanung angemessen berücksichtigt wird und \r\nentsprechende Infrastrukturentwicklungen von den Netzbetreibern frühzeitig angestoßen \r\nwerden.\r\nWürden entsprechende Ausweisungen durch den Gesetzgeber ermöglicht, wäre in der Folge \r\ndessen auch der Regelungsrahmen zum Netzanschluss innerhalb solcher ausgewiesenen Ge\u0002biete sowie eine Übergangsregelung zu gestalten. Der BDEW erarbeitet derzeit einen Vor\u0002schlag dazu.\r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 15c Abs. 2 EnWG-E ist folgendermaßen zu ergänzen: \r\nSeite 35 von 75\r\n„Der Netzentwicklungsplan Gas und Wasserstoff muss alle wirksamen Maßnahmen zur be\u0002darfsgerechten und effizienten Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau der Netze \r\nenthalten, die spätestens zum Ende der jeweiligen Betrachtungszeiträume im Sinne des \r\n§ 15b Absatz 2 für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind. Zudem \r\nprüfen die Fernleitungsnetzbetreiber in ausgewiesenen Biomethanregionen, ob ein Bio\u0002methannetzgebiet wirtschaftlich langfristig betrieben werden kann. Die Fernleitungsnetz\u0002betreiber können auf Basis dieser Prüfung Gebiete ausweisen, die perspektivisch auf\u0002grund des regionalen Biomethanpotentials für den langfristigen Netzbetrieb mit Biome\u0002than geeignet sind und deren wirtschaftlicher Betrieb möglich ist. Die mögliche Auswei\u0002sung ist Bestandteil des Netzentwicklungsplans und erfolgt unter Berücksichtigung des \r\nregionalen Biomethanaufkommens, der Netzstruktur sowie Faktoren für einen langfristig \r\nwirtschaftlichen Netzbetrieb.“\r\n§ 16d Abs. 3 Nr. 1 EnWG-E ist folgendermaßen zu ergänzen:\r\n„Verteilernetzentwicklungspläne nach §16b Absatz 2 bis 4 müssen\r\nsich auf angemessene Annahmen bezüglich der Entwicklung der Erdgaserzeugung \r\nund -einspeisung, der Erdgasnachfrage und -versorgung, einschließlich Biomethan, \r\nsowie auf den Verbrauch von Erdgas in allen Sektoren auf der Ebene der Verteilung \r\nim Betrachtungszeitraum nach § 16d Absatz 1 Nummer 1 stützen; hiervon umfasst \r\nist auch, dass der Verteilernetzbetreiber in ausgewiesenen Biomethanregionen \r\nprüft, ob ein Biomethannetzgebiet wirtschaftlich langfristig betrieben werden \r\nkann. Der Netzbetreiber kann auf Basis dieser Prüfung Gebiete ausweisen, die per\u0002spektivisch aufgrund des regionalen Biomethanpotentials für den langfristigen \r\nNetzbetrieb mit Biomethan geeignet sind und deren wirtschaftlicher Betrieb mög\u0002lich ist. Eine Ausweisung ist Bestandteil des Verteilernetzentwicklungsplans und er\u0002folgt unter Berücksichtigung des regionalen Biomethanaufkommens, der Netz\u0002struktur sowie Faktoren für einen langfristigen wirtschaftlichen Netzbetrieb.“\r\n4.3 Zu § 17 Abs. 1a und 1b - Anschlussvorrang von Biomethan und Biogaskostenwälzung\r\nNeben dem im Gesetzentwurf geregelten Netzanschlussvorrang sind auch Fragen der Kosten\u0002tragung, des wirtschaftlichen Netzbetriebs und die Verfügbarkeit von wesentlicher Bedeu\u0002tung.\r\nZwar sieht die neue Übergangsregelung in § 118 Abs. 4 EnWG bis zum 31. Dezember \r\n2026 eine vorübergehende Lösung für bis dahin eingehende Netzanschlussbegehren vor. Je\u0002doch bleiben die Aufnahme und Ausgestaltung einer etwaigen Nachfolgeregelung für Biome\u0002thanerzeugungsanlagen offen. In dem vorliegenden Gesetzentwurf greift die Bundesregierung \r\ndiese Fragestellungen nicht auf.\r\nSeite 36 von 75\r\nDer BDEW spricht sich dafür aus, dass die Kostenaufteilung zwischen Anlagenbetreiber und \r\nNetzbetreiber flexibilisiert, weiterentwickelt und unter volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten \r\nmöglichst fair und verursachungsgerecht ausgestaltet wird. Damit eine kosteneffiziente und \r\nvolkswirtschaftlich sinnvolle Integration von Biomethananlagen im Energiesystem gelingen \r\nkann, hat der BDEW auch einen methodischen Ansatz zur Bestimmung eines Schwellenwertes \r\nentwickelt. Insbesondere bei kleinen Biogasanlagen soll dieser den Zusammenschluss über \r\nRohbiogasleitungen anreizen. Dem liegt die Annahme zu Grunde, dass auf Grund von Skalen\u0002effekten der Anschluss von kleinen Biogasanlagen an das Gasnetz wirtschaftlich ineffizienter \r\nist als bei größeren Anlagen. Nur in solchen Fällen, in denen für die Verteilernetzbetreiber der \r\nwirtschaftliche Betrieb eines Netzes mit Biomethan möglich ist, sollten Neuanschlüsse dort \r\nmöglich sein.\r\nDer BDEW spricht sich zudem dafür aus, dass die verursachungsgerechten Anschlusskosten \r\nvon Biomethananlagen in solchen Biomethannetzgebieten mit wirtschaftlichem Gasnetzbe\u0002trieb, sofern sie aus einem gesamtwirtschaftlich effizienten Netzanschluss resultieren, weiter\u0002hin über eine Umlage auf alle Gaskunden gewälzt werden können. Die Dekarbonisierung der \r\nGasnetze und des Energiesystems liegt im gesamtgesellschaftlichen Interesse und sollte daher \r\nnicht Gaskunden in Netzgebieten mit hohem Biomethanpotential über Gebühr belasten. Bis\u0002her sieht der Gesetzesentwurf dies in dem neuen Absatz 1b allerdings nur für Anlagen vor, bei \r\ndenen die Vorschusszahlung des Anschlussnehmers nach § 33 Abs. 5 Satz 1 GasNZV (in der bis \r\nzum Ablauf des 31. Dezember 2025 geltenden Fassung) bis zum Ablauf des 31. Dezember \r\n2026 eingeht. Diese Regelung ist zwar, vor allem auch in Hinblick auf die für Bestandsanlagen \r\nbisher entstandenen und für alle bis dahin noch entstehenden Kosten grundsätzlich zu begrü\u0002ßen, greift aber aus Sicht des BDEW mit Blick auf eine möglichst verursachungsgerechte Kos\u0002tenverteilung des zukünftigen Anschlusses von Biomethananlagen zu kurz. \r\nHinreichende Unsicherheit entsteht deshalb bereits jetzt im Hinblick auf den Umgang mit et\u0002waigen Kosten, die für Anschlussbegehren von Neuanlagen realisiert werden müssten, für \r\nwelche die Vorschusszahlung nicht bis zum Ablauf des 31. Dezember 2026 eingeht.\r\n➢ Kosten für den Netzanschluss von Biomethananlagen\r\nIn Absatz 1b sollte deutlich gemacht werden, welche Kosten umfasst sein sollen. Der Verweis \r\nauf § 33 Abs. 2 GasNZV ist nicht hilfreich, da diese Vorschrift nichts zu den in den Netzan\u0002schluss fallenden Kosten sagt, sondern den Begriff des Netzanschlusses selbst verwendet und \r\ndamit voraussetzt. § 33 Abs. 2 GasNZV definiert stattdessen die Mindestverfügbarkeit und legt \r\nfest, dass Netzbetreiber die Kosten zur Darstellung der Mindestverfügbarkeit zu tragen ha\u0002ben. Der Netzanschluss ist vielmehr in § 32 Nr. 2 GasNZV definiert. Neben den Kosten des \r\nNetzanschlusses müssen die Kosten für die Konditionierung des Gases nach § 36 Abs. 3 Gas\u0002NZV sowie für die Odorierung nach § 36 Abs. 4 GasNZV einbezogen werden. Auch die Kosten \r\nSeite 37 von 75\r\nfür vermiedene Netzentgelte, § 20a GasNEV sowie die Kosten für den erweiterten Bilanzaus\u0002gleich nach § 20b GasNEV müssen einbezogen werden. Zielführend wäre daher eine Anknüp\u0002fung an § 20b GasNEV, da dort alle relevanten Kosten aufgelistet sind.\r\nZudem sollten auch Kosten für kapazitätserhöhende Maßnahmen weiterhin umgelegt werden \r\ndürfen. Auch diese sind in § 20b GasNEV aufgelistet (Verweis auf § 33 Abs. 10 i.V.m. § 34 \r\nAbs. 2 GasNZV). Der Einbeziehung dieser steht auch das Europarecht nicht entgegen. Auch \r\nwenn Art. 20 Abs. 2 Satz 3 und Art. 36 Abs. 2 Satz 3 GasVO Möglichkeiten vorsehen, bei Kapa\u0002zitätsengpässen den Netznutzern aus Gründen der wirtschaftlichen Effizienz nur bedingte Ka\u0002pazitätsprodukte anzubieten, kann es noch immer auch dazu kommen, dass Netzbetreiber ka\u0002pazitätserweiternde Maßnahmen durchführen müssen, etwa wenn das Angebot bedingter Ka\u0002pazitäten beispielsweise ein „unangemessenes Markthindernis“ darstellen würde, worüber \r\ndie nationalen Regulierungsbehörden zu wachen haben (vgl. Tz. 1 lit. c) der BNetzA-Festle\u0002gung ZuBio, BK7-24-010). Hierfür anfallende Kosten sollten auch nach Außerkrafttreten \r\nder GasNEV weiterhin wälzbar sein.\r\nInsgesamt muss beim Biomethan stärker auf Effizienz und Kostengerechtigkeit geachtet wer\u0002den, um den volkswirtschaftlichen Konsens im Sinne der Energiewende und eines ausgewoge\u0002nen Energiemixes nicht zu gefährden. Der wirtschaftliche Betrieb eines entsprechenden Bio\u0002methannetzes muss dabei jederzeit sichergestellt sein.\r\n5 Duldungspflichten und Kostentragung\r\n5.1 Zu § 48b - Duldungspflicht für dauerhaft außer Betrieb genommene Erdgasleitungen \r\nund Einrichtungen \r\nDie Aufnahme der Duldungspflicht von dauerhaft außer Betrieb genommenen Gasleitungen \r\nund Einrichtungen auf öffentlichen und privaten Wegen ist aus Sicht des BDEW zwingend. \r\nRückbau ist – wie auch in der Gesetzesbegründung auf S. 268 ff. angeführt – in den meisten \r\nFällen technisch nicht notwendig, ebenso wenig wie andere aufwändige Instandhaltungsmaß\u0002nahmen. Rückbau ist mit erheblichen Eingriffen in Natur und Landschaft verbunden und insbe\u0002sondere aufgrund der hohen Kosten und niedrigen Verfügbarkeiten von Tiefbauarbeiten und \r\nder hohen Anzahl an Baumaßnahmen im öffentlichen Bereich volkswirtschaftlich nicht sinn\u0002voll. \r\n§ 48b EnWG-E bedarf jedoch noch einiger Anpassungen, damit die positiven Effekte der Dul\u0002dungspflicht den Regelungszweck vollumfänglich erreicht werden können:\r\nSeite 38 von 75\r\n➢ Zu Absatz 1\r\nEs ist nicht sachgerecht, dass die Duldungspflicht nur auf solche stillgelegten Leitungen an\u0002wendbar sein soll, die aufgrund von Netzentwicklungsplänen nach §§ 15a bis e EnWG-E oder \r\nden Verteilernetzentwicklungsplänen nach den §§ 16b bis e EnWG-E dauerhaft außer Betrieb \r\ngenommen, also stillgelegt wurden. Hierdurch werden in der Praxis relevante Fallgestaltun\u0002gen nicht erfasst und eine sachlich nicht zu rechtfertigende Ungleichbehandlung vorgenom\u0002men. Diese Regelungslücken sind zu schließen.\r\nSo wären nach dem Gesetzesvorschlag von der Duldungspflicht nicht erfasst Außerbetriebnah\u0002men von Hausanschlüssen, Leitungen bzw. von Leitungsteilen, die bereits heute erfolgen, weil \r\nAnschlussnehmer zunehmend auf andere Versorgungsoptionen umsteigen, u.a. auch wegen \r\nder Vorgaben des noch geltenden § 71 GEG oder diverser Fördermaßnahmen. Die Duldungs\u0002pflicht greift auch nicht im Fall der Kündigung durch den Anschlussnehmer, wenn zwar bereits \r\nein Netzentwicklungsplan vorliegt, der spezifische Anschluss aber noch nicht zur Stilllegung \r\nvorgesehen ist. Hinzu kommt, dass auch zukünftig nicht alle dauerhaft außer Betrieb zu neh\u0002menden Leitungen im Netzentwicklungsplan nach § 15b EnWG-E enthalten sein werden. \r\nTrotzdem sollten diese Leitungen von der Duldungspflicht erfasst werden. Anderenfalls wären\r\ndie von den Netzbetreibern und den Netznutzern zu tragenden Kosten und die weiteren Aus\u0002wirkungen der Baumaßnahmen, volkswirtschaftlich nicht vertretbar.\r\n› BDEW-Forderung\r\nUm hier eine sachlich nicht zu rechtfertigende Ungleichbehandlung zu vermeiden, sollte die \r\nDuldungspflicht auch auf solche Leitungen und Leitungsteile erstreckt werden, die bereits \r\njetzt außer Betrieb genommen wurden und werden. Sofern es hier verfassungsrechtlichen \r\nVorbehalte gibt, sollte die Duldungspflicht jedenfalls ab Inkrafttreten der EnWG-Neurege\u0002lung gelten. \r\nWichtig ist darüber hinaus, dass die vorgesehenen Ausnahmen nach § 48b EnWG-E restriktiv \r\nausgelegt werden. Die Ausnahmetatbestände in § 48b Abs. 1 Nr. 1 und 2 EnWG-E sollten je\u0002denfalls auf öffentlichen Wegen und Grundstücken einen Rückbau der Gasversorgungsleitun\u0002gen und Gasnetzinfrastrukturen nur dann erforderlich machen, wenn sie eine Gefahr für Leib \r\noder Leben darstellen oder dies zur Vermeidung von Umweltschäden erforderlich wird.\r\n§ 48b EnWG-E muss eine Abwägung und Berücksichtigung der Interessen der Grundstücksei\u0002gentümer mit denen der Öffentlichkeit und der Netzbetreiber beinhalten, und am Ende auch \r\nder verbleibenden Netznutzer, die den Rückbau über die Netzentgelte bezahlen müssen. \r\nDiese Interessenabwägung geht aber zulasten der Öffentlichkeit, der Netzbetreiber und Netz\u0002nutzer, wenn nach § 48b Abs. 1 Nr. 2 EnWG-E bei jeder Tiefbaumaßnahme eine stillgelegte \r\nGasleitung aus dem Boden zu entfernen ist, obwohl sie bei den Bauarbeiten und der Nutzung \r\nSeite 39 von 75\r\nder Straße nicht stört. Dann erzeugt der nach § 48b Abs. 1 Nr. 2 EnWG-E erforderliche Rück\u0002bau der Leitung einen Arbeits- und Kostenaufwand für die Allgemeinheit, der nicht erforder\u0002lich ist. \r\nAußerdem ist § 48b Abs. 1 Nr. 2 EnWG-E dahingehend anzupassen, dass die Duldungspflicht \r\nnach Absatz 1 erst dann nicht mehr greift, wenn ohnehin umfangreiche Erdarbeiten stattfin\u0002den und eine künftige Nutzung der betroffenen Leitung mit hinreichender Wahrscheinlichkeit \r\nausgeschlossen werden kann. Anderenfalls würde es in Städten, in denen viele Tiefbaumaß\u0002nahmen stattfinden, zu einer Aushöhlung der Duldungspflicht kommen. Im Regierungsentwurf \r\nwird dies sprachlich nicht hinreichend deutlich. \r\nDie Klarstellung, dass entgegenstehende vertragliche Regelungen unwirksam sind, sollte am \r\nEnde des ersten Absatzes verortet werden. Dadurch wird klargestellt, dass auch die Ausnah\u0002men nach Ziff. 1 bis 2 davon erfasst sind. \r\nFerner ist darauf hinzuweisen, dass der in § 48b EnWG-E verwendete Begriff der „dauerhaften \r\nAußerbetriebnahme“ nicht mit den technischen Vorgaben des DVGW wörtlich übereinstimmt; \r\nin dem Regelwerk wird zwischen „Stilllegung“ und „Außerbetriebnahme“ einer Leitung unter\u0002schieden, wobei die Außerbetriebnahme gerade nicht dauerhaft ist. Dies darf in der Praxis \r\nnicht zu Unklarheiten führen. Eine einheitliche Verwendung im EnWG und DVGW-Regelwerk \r\nist sicherzustellen. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 48b Abs. 1 EnWG-E ist wie folgt anzupassen: \r\n„(1) Der Eigentümer sowie der sonstige Nutzungsberechtigte eines Grundstücks \r\nmuss den Verbleib von Fernleitungen sowie von Leitungen, die der Verteilung von Gas\r\ndienen, auf diesem Grundstück auch nach einer dauerhaften Außerbetriebnahme dieser \r\nLeitungen für die Zwecke des Transports oder der Verteilung von Gas unentgeltlich dul\u0002den, wenn diese Außerbetriebnahme infolge der Umsetzung eines bestätigten Netzent\u0002wicklungsplans Gas und Wasserstoff nach den §§ 15a bis 15e oder eines bestätigten \r\nVerteilernetzentwicklungsplanes nach den §§ 16b bis e nach dem … [einsetzen: Datum \r\ndes Inkrafttretens nach Artikel 11] erfolgt. Eine entgegenstehende vertragliche Rege\u0002lung ist insoweit unwirksam. Satz 1 und Satz 2 sind nicht anzuwenden,\r\n1. soweit der Rückbau wegen Gefahr für Leib oder Leben oder zur Vermeidung von \r\nUmweltschäden erforderlich ist anderweitige öffentliche Interessen oder private In\u0002teressen in Bezug auf das betroffene Grundstück überwiegen, oder\r\n2. wenn eine künftige Nutzung der Leitungen mit hinreichender Wahrscheinlichkeit \r\nausgeschlossen werden kann und wenn an der betroffenen Stelle ohnehin \r\nSeite 40 von 75\r\numfangreiche Erdarbeiten stattfinden, bei denen die Leitung ohne erheblichen Auf\u0002wand entfernt werden kann und eine künftige Nutzung der Leitungen mit hinrei\u0002chender Wahrscheinlichkeit ausgeschlossen werden kann. oder\r\nEine entgegenstehende vertragliche Regelung ist insoweit unwirksam.“\r\nZu § 48b Abs. 1 Nr. 2 muss die Formulierung, die für Bundes(wasser-)straßen in die Gesetzes\u0002begründung eingefügt wurde, auch für andere öffentliche Wege gelten. Nach der Gesetzesbe\u0002gründung ist die Leitung zu entfernen, wenn gegen ihren Verbleib technische Bedenken beste\u0002hen und der Netzbetreiber die geforderten Maßnahmen zur Sicherung der Anlagen nicht un\u0002verzüglich durchführt. \r\n➢ Informationspflicht gegenüber Eigentümern \r\nDer BDEW begrüßt, dass die Informationspflicht nur noch gegenüber betroffenen Eigentü\u0002mern gilt und sonstige Nutzungsberechtigte wiederum vom Eigentümer zu informieren sind. \r\nGleichwohl löst die vorgesehene Identifizierung und Information der Grundstückseigentümer \r\neinen hohen Aufwand beim Netzbetreiber aus (insbesondere Einsicht des Grundbuchs). \r\nVor diesem Hintergrund wird angeregt, nicht zwingend den be\u0002troffenen Grundstückseigentümer individuell informieren zu \r\nmüssen, sondern eine Information beispielsweise mittels einer \r\nöffentlichen Bekanntmachung vornehmen zu können. \r\n➢ Haftungsfreistellung \r\nDie in § 48b Abs. 4 EnWG-E vorgesehene Haftungsfreistellung des Grundstückseigentümers ist \r\ngrundsätzlich berechtigt, um die Duldungspflicht verfassungsrechtlich auszugleichen und un\u0002zumutbare Haftungsrisiken zu vermeiden. Vorgesehen ist jedoch, dass der Eigentümer einer \r\ndauerhaft stillgelegten Leitung den Eigentümer oder sonstigen Nutzungsberechtigten eines \r\nGrundstücks von jeglicher Haftung für durch die Leitung verursachten Sach-, Personen- oder \r\nVermögensschäden freizustellen hat. Eine Ausnahme gilt nur bei vorsätzlichem Handeln des \r\nGrundstückseigentümers. Damit trägt der Leitungsinhaber sämtliche Risiken für mögliche \r\nSchäden, die von einer dauerhaft stillgelegten Leitung ausgehen, unabhängig davon, ob er auf \r\nderen Zustand oder Gefahrenlage noch tatsächlichen Einfluss hat. Dies gilt auch für grobe \r\nFahrlässigkeit. Grobe Fahrlässigkeit beschreibt ein Verhalten, bei dem die im Verkehr erforder\u0002liche Sorgfalt in besonders schwerem Maße verletzt wird. Wenn der Grundstückseigentümer \r\netwa trotz Kenntnis der Leitung im Boden oder ohne Einholung einer Leitungsauskunft, die \r\nauch für Privatgrundstücke erforderlich ist, mit schwerem Gerät arbeitet und dadurch eine Be\u0002schädigung verursacht, liegt in der Regel grobe Fahrlässigkeit vor. In solchen Fällen ist es nicht \r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 41 von 75\r\nsachgerecht, dass der Leitungsbetreiber den Schaden trägt, obwohl der Grundstückseigentü\u0002mer oder die Nutzungsberechtigten gravierend sorgfaltswidrig gehandelt hat. \r\nEine Haftungsfreistellung nur bei Vorsatz würde eine unbillige Lastenverteilung zulasten der \r\nNetzbetreiber schaffen und Fehlanreize setzen. Eine derartige Regelung würde das Risiko von \r\nSchäden an der Infrastruktur erhöhen und Gefährdungen von Menschen und Umwelt nicht \r\nausreichend entgegenwirken. Eine Haftungsfreistellung, die nur Vorsatz ausnimmt, weicht au\u0002ßerdem stark vom bewährten Standard des deutschen Haftungsrechts ab, das regelmäßig \r\ngrobe Fahrlässigkeit dem Vorsatz weitgehend gleichstellt. Zumal kann die Abgrenzung zwi\u0002schen Vorsatz und grober Fahrlässigkeit oft sehr schwierig sein. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 48b Abs. 4 EnWG-E ist wie folgt anzupassen:\r\n„(4) Soweit durch die in den Konstellationen des Absatzes 1 genannten Leitungen dem \r\nEigentümer oder sonstigen Nutzungsberechtigten eines Grundstücks Sach-, Personen\u0002und Vermögensschäden entstehen, wird dieser von diesen Schäden freigestellt. Dies gilt \r\nnicht, wenn die Schäden durch vorsätzliches Handeln oder grobe Fahrlässigkeit des Ei\u0002gentümers oder sonstigen Nutzungsberechtigten eines Grundstücks entstehen.”\r\n➢ Zu Absatz 6\r\nDer im Regierungsentwurf neu aufgenommene Absatz 6 führt in der Praxis zu zahlreichen Fol\u0002gefragen und ist daher zu streichen. Zum einen bedarf es keiner Regelung, dass der Betreiber \r\neiner dauerhaft außer Betrieb genommenen Leitung (inkl. dazugehöriger Einrichtungen) die \r\npersonelle, technische und wirtschaftliche Leistungsfähigkeit und Zuverlässigkeit besitzen \r\nmuss, um den sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb und die Instandhaltung für die außer \r\nBetrieb genommene Leitung zu gewährleisten. Diese Grundsatzpflichten ergeben sich bereits \r\naus § 4 EnWG. Eine ergänzende Sonderregelung in § 48b EnWG-E verursacht unnötig Rechts\u0002unsicherheit bezüglich des zusätzlichen Bedeutungsgehaltes. \r\nHieraus folgen neben unnötigen bürokratischen Anforderungen außerdem weitere ungeklärte \r\nRechts- und Kostenfolgen. Dies geht mit Risiken für die Bildung weiterer Rückstellungen für \r\ndie Gasnetzbetreiber einher und kann zu Auslegungsschwierigkeiten durch die Wirtschaftsprü\u0002fer führen. Kostensteigerungen bei den Gasnetzentgelten können die Folge sein. \r\nDie Regierungsparteien haben sich im Koalitionsvertrag im Sinne guter Gesetzgebung verein\u0002bart, keine Regelungen zu erlassen, die nicht gemacht werden müssen (Koalitionsvertrag zwi\u0002schen CDU, CSU und SPD für die 21. Legislaturperiode „Verantwortung für Deutschland“,\r\nSeite 42 von 75\r\nRz. 1866ff.). Die hier vorgeschlagene Regelung entspricht nicht den Maßstäben, die sich die \r\nBundesregierung selbst gesetzt hat.\r\n➢ Evaluierungsklausel \r\nDie in § 48b Abs. 7 EnWG-E enthaltene Evaluierung der Duldungspflicht führt zu Rechtsunsi\u0002cherheit. Die im Regierungsentwurf vorgeschlagene Formulierung kann so verstanden wer\u0002den, dass das Ergebnis der Evaluierung auch sein kann, dass vor dem Jahr 2037 stillgelegte Lei\u0002tungen, die bisher von der Duldungspflicht erfasst waren, nun nicht mehr geduldet, sondern \r\nzurückgebaut werden müssen. Dies führt zu Planungsunsicherheit bei den betroffenen Netz\u0002betreibern. Außerdem besteht die Gefahr, dass trotz einer Duldungspflicht Rückstellungen für \r\nRückbaukosten gebildet werden müssen für den Fall, dass bereits stillgelegte Leitungen ab \r\n2037 nicht mehr im Boden verbleiben dürfen. \r\nDie vorgenommenen Ergänzungen in der Gesetzesbegründung begrüßt der BDEW; sie beseiti\u0002gen die genannten Rechtsunsicherheiten aber nicht ausreichend. \r\n› BDEW-Forderung\r\nAbsatz 7 ist im Sinne der Planungs- und Rechtssicherheit zu streichen. \r\nAuch rechtlich besteht bereits kein Erfordernis für eine Evaluierungsklausel. Bei der Duldungs\u0002pflicht nach § 48b EnWG-E handelt es sich nicht um eine Experimentierklausel, ein neuartiges \r\nSteuerungsinstrument oder um eine Regelung mit unklaren oder spekulativen Wirkungen. Die \r\nRegelung basiert auf bekannten technischen Sachverhalten und erfasst etablierte Infrastruk\u0002turbereiche. Der Gesetzgeber kann bereits jetzt eine vollumfängliche Interessenabwägung \r\nvornehmen.\r\nEine Evaluation muss auch nicht zwingend im Gesetz verankert werden; eine Anpassung der \r\nDuldungspflicht aufgrund einer durchgeführten wissenschaftlichen Evaluation ist auch ohne \r\ndie Evaluierungsklausel möglich. \r\n› BDEW-Forderung\r\nSollte weiterhin ein Erfordernis für eine Evaluierungsklausel im § 48b EnWG-E gesehen \r\nwerden, ist Absatz 7 hilfsweise wie folgt anzupassen: \r\n„(7) Die Auswirkungen der Duldungspflicht und die Anwendung der Bestimmungen nach \r\nden Absätzen 1 bis 6 werden vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie auf wis\u0002senschaftlicher Grundlage bis zum Ablauf des 31. Dezember 2036 im Benehmen mit dem \r\nBundesministerium für Verkehr unter Berücksichtigung neuester Erkenntnisse der Wis\u0002senschaft und des Standes von Wissenschaft und Technik evaluiert. Dabei sind insbeson\u0002dere die Angemessenheit und Zumutbarkeit hinsichtlich möglicher Auswirkungen und \r\nSeite 43 von 75\r\nwesentlicher Behinderungen dauerhaft außer Betrieb genommener Leitungen sowie hin\u0002sichtlich möglicher künftiger Nutzungen der noch vorhandenen dauerhaft außer Betrieb \r\ngenommenen Leitungen zu untersuchen. Das Bundesministerium für Wirtschaft und \r\nEnergie veröffentlicht das Ergebnis der Evaluierung unverzüglich.“ \r\nDie Ergänzung dient der Klarstellung, dass die Evaluierung keine Rückwirkung entfaltet. Be\u0002reits nach § 48b Abs. 1 EnWG-E dauerhaft außer Betrieb genommene Leitungen und darauf \r\nberuhende Dispositionen der Netzbetreiber bleiben von etwaigen späteren Änderungen unbe\u0002rührt. Dies ist zur Wahrung von Planungssicherheit und Vertrauensschutz erforderlich und ver\u0002meidet nachträgliche Eingriffe in abgeschlossene Stilllegungsentscheidungen. \r\nZusätzlich ist in diesem Fall die Gesetzesbegründung zu § 48b Abs. 7 EnWG-E wie folgt zu er\u0002gänzen. \r\n„Sofern keine signifikante Veränderung der Interessenslage der Beteiligten eingetreten \r\nist oder eine erhebliche Störung des Gasinfrastrukturbestandes festgestellt wurde, wird \r\ndie Duldungspflicht fortgeführt.“\r\n➢ Folgeänderung bei Anpassung der Evaluierungsklausel: Leitungen nicht wesentliche \r\nBestandteile eines Grundstücks \r\nSoweit die Evaluierungsklausel nach § 48b Abs. 7 EnWG-E gestrichen oder eingeschränkt wird, \r\nbedarf es einer Klarstellung in Bezug auf die Anwendbarkeit des § 94 BGB. Sobald eine dauer\u0002hafte Duldungspflicht gilt, ist kein vorübergehender Zweck der Nutzung des Eigentums mehr \r\ngegeben i.S.d. § 95 BGB. Dadurch sollte der Netzbetreiber das Eigentum aber nicht unmittel\u0002bar verlieren. \r\nEntsprechend ist zu regeln, dass Leitungen, die aufgrund § 48b EnWG-E dauerhaft im Boden \r\nverbleiben, nicht als wesentliche Bestandteile eines Grundstücks gem. § 94 Abs. 1 BGB gelten. \r\n5.2 Zu § 18 Abs. 1 Satz 4 – Kosten für die Außerbetriebsetzung von Gasnetzanschlüssen\r\nMit der neu in den Regierungsentwurf eingefügten Regelung sollen die Kosten für eine vorläu\u0002fige oder dauerhafte Außerbetriebnahme von Netzanschlüssen im Niederdruck de facto vom \r\nGasnetzbetreiber getragen werden und dürfen nicht auf den Anschlussnehmer gewälzt wer\u0002den. \r\nDer BDEW plädiert weiterhin dafür, die mit der Abtrennung des Netzanschlusses verbundenen \r\nKosten individuell dem Anschlussnehmer zuzuordnen, insbesondere auch um eine zusätzliche \r\nerhebliche Belastung der Gasnetzentgelte für die verbleibenden Gaskunden zu vermeiden. \r\nDarüber hinaus entspricht eine Kostenerstattung durch den Anschlussnehmer der im Energie\u0002recht angelegten Logik der verursachungsgerechten Kostenzuordnung.\r\nSeite 44 von 75\r\nNach § 9 Abs. 1 NDAV kann der Netzbetreiber gegenüber dem Anschlussnehmer einen Kos\u0002tenerstattungsanspruch für die erstmalige Herstellung des Netzanschlusses geltend machen \r\noder wenn Veränderungen am Hausanschluss durch den Anschlussnehmer zur weiteren Nut\u0002zung des Anschlusses veranlasst werden. Hintergrund der Regelung ist, dass die individuell \r\nentstehenden Kosten im Zusammenhang mit dem Netzanschluss dem Anschlussnehmer ver\u0002ursachungsgerecht zugeordnet werden und nicht auf die Gesamtheit der Gaskunden über die \r\nNetzentgelte umgelegt werden. Dieser Grundsatz der verursachergerechten Kostenzuordnung \r\ngilt letztendlich nicht nur für die Aufnahme der Gasversorgung, sondern auch für die Einstel\u0002lung der Gasversorgung und die Abtrennung und ggf. erforderlichen Rückbau des Netzan\u0002schlusses. \r\nAuch der Bundesrat hatte anlässlich seiner Empfehlung zum Gesetz zur Änderung des Energie\u0002wirtschaftsrechts (Drucksache 383/1/25, Ziff. 28. S.24) angeregt, eine angemessene Entgeltre\u0002gelung im Zusammenhang mit der Stilllegung des Gasnetzanschlusses in § 9 Abs. 3 NDAV auf\u0002zunehmen.\r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 18 Abs. 1 Satz 4 EnWG-E ist wie folgt zu ändern:\r\n„Der Betreiber eines Gasversorgungsnetzes ist nicht berechtigt, von einem Anschluss\u0002nehmer, der an das Gasversorgungsnetz im Niederdruck angeschlossen ist, eine Erstat\u0002tung von Kosten für Maßnahmen für eine vorläufige oder dauerhafte Außerbetrieb\u0002nahme des Netzanschlusses zu verlangen.“\r\nHilfsweise: Gesetzliche Regelung zur Duldung von inaktiven Netzanschlüssen ist erforderlich \r\nSoweit die im Regierungsentwurf enthaltene Kostenzuordnung beibehalten wird, bedarf es \r\nzwingend einer gesetzlichen Pflicht zur Duldung von inaktiven bzw. vorläufig außer Betrieb ge\u0002nommenen Netzanschlüssen für den Fall, dass der Anschlussnehmer den Netzanschlussver\u0002trag infolge einer Umstellung des Energieträgers kündigt. \r\nLaut Gesetzesbegründung zu § 18 Abs. 1 Satz 4 EnWG-E soll der Betreiber eines Gasnetzes \r\nkosteneffizient vorgehen, indem beispielsweise zunächst einzelne vorläufige Außerbetrieb\u0002nahmen erfolgen und erst anschließend eine dauerhafte Außerbetriebnahme, also Stilllegung \r\neines Straßenzugs. Eine vorläufige Außerbetriebnahme des Gasnetzanschlusses setzt aller\u0002dings voraus, dass der Anschlussnehmer verpflichtet ist, die vorläufige Außerbetriebnahme zu \r\ndulden und keinen Anspruch auf eine dauerhafte Außerbetriebnahme bzw. endgültige Stillle\u0002gung geltend machen kann. Dies ist aber im EnWG bisher nicht vorgesehen. \r\nSeite 45 von 75\r\nDer BDEW weist deshalb daraufhin, dass ohne eine entsprechende gesetzliche Duldungspflicht \r\neine vorläufige Außerbetriebnahme des Netzanschlusses ohne Zustimmung des Anschlussneh\u0002mers rechtlich nicht durchsetzbar wäre. \r\nIm Gegensatz zu einem dauerhaft außer Betrieb genommenen Netzanschluss ist ein vorläufig \r\naußer Betrieb genommener Netzanschluss (sog. inaktiver Netzanschluss) ein betriebsbereiter \r\nNetzanschluss, der zur Entnahme von Gas nicht genutzt wird und jederzeit wieder in Betrieb \r\ngenommen werden kann. Bei einer vorläufigen Außerbetriebnahme des Netzanschlusses er\u0002folgt keine physische Abtrennung vom vorgelagerten Gasnetz und dementsprechend gelten \r\nfür einen inaktiven Netzanschluss die gleichen technischen Sicherheitsanforderung wie für ak\u0002tive Netzanschlüsse nach den einschlägigen Regelwerken (insb. DVGW-Arbeitsblatt 459-1), die \r\nder Netzbetreiber im Rahmen seiner Verkehrssicherungspflichten als verantwortlicher Anla\u0002genbetreiber gemäß § 49 Abs. 1 und Abs.2 Satz 1 Nr. 2 EnWG zu erfüllen hat. \r\nDeshalb ist es erforderlich, dass auch nach Kündigung des Netzanschlussvertrages die Rechte \r\nund Pflichten aus der NDAV weiterhin für das Netzanschluss- und Anschlussnutzungsverhältnis \r\nin Form eines gesetzlichen Schuldverhältnisses bis zur endgültigen Stilllegung gelten. Ansons\u0002ten wäre der Netzbetreiber überhaupt nicht in der Lage, seine Verkehrssicherungspflichten \r\nauf dem fremden Grundstück erfüllen zu können. Umgekehrt stehen dem Anschlussnehmer \r\nnur dann Haftungsansprüche im Falle von Störungen nach § 18 NDAV zu. \r\nUm die Kenntnis über den vorhandenen inaktiven Gasnetzanschluss zu gewährleisten, ist es \r\nerforderlich, dass der Grundstückseigentümer im Falle eines Grundstücksverkaufs verpflichtet \r\nwird, den Grundstückserwerber über den vorhandenen Gasanschluss zu informieren. Weiter\u0002hin ist der Netzbetreiber vom bisherigen Anschlussnehmer über den Eigentümerwechsel zu \r\ninformieren. Dies kann durch entsprechende Verweisungen auf § 2 Abs. 4, Abs. 5 NDAV erfol\u0002gen, wonach sich ergibt, dass auch der neue Grundstückseigentümer nach der NDAV berech\u0002tigt und verpflichtet ist und vom Netzbetreiber nach Kenntnis über den Eigentümerwechsel \r\nhierüber informiert wird. Dies dient letztlich auch dem Sicherheitsinteresse der Grundstücks\u0002eigentümer, die darüber informiert sein müssen, dass sich auf dem Grundstück noch eine be\u0002triebsbereite Gasnetzanschlussleitung befindet, für die der Gasnetzbetreiber zuständig und \r\nverantwortlich ist.\r\n› BDEW-Forderung\r\nNach § 18 Abs. 1 Satz 4 EnWG-E sind folgende Sätze 5-11 zu ergänzen:\r\n„Im Falle einer Kündigung des Netzanschlussverhältnisses durch den Anschlussnehmer \r\nist der Netzbetreiber berechtigt, den Gasnetzanschluss vorläufig außer Betrieb zu neh\u0002men (inaktiver Netzanschluss), bis eine dauerhafte Außerbetriebnahme des Verteilnet\u0002zes gemäß § 17k Abs. 1 EnWG erfolgt. Für den inaktiven Netzanschluss gelten die \r\nSeite 46 von 75\r\nRechte und Pflichten nach der Niederdruckanschlussverordnung zwischen Netzbetrei\u0002ber und Grundstückseigentümer bis zur endgültigen Abtrennung des Netzanschlusses \r\nfort. Im Falle eines Grundstücksverkaufs gilt § 2 Abs. 4 und Abs. 5 Niederdruckan\u0002schlussverordnung entsprechend. Insbesondere ist der Eigentumsübergang und der \r\nneue Grundstückseigentümer sind dem Netzbetreiber vom bisherigen Grundstücksei\u0002gentümer in Textform mitzuteilen. Der bisherige Grundstückeigentümer hat den neuen \r\nGrundstückseigentümer über den vorhandenen inaktiven Netzanschluss zu informie\u0002ren. Sofern der Anschlussnehmer eine sofortige dauerhafte Außerbetriebnahme ver\u0002langt, hat er die damit verbundenen Kosten zu tragen“\r\n6 Wasserstoffmarkt und Wasserstoffinfrastrukturen\r\n6.1 Zu § 1b – Grundsätze des Gas- und des Wasserstoffmarktes\r\nDer Fokus auf der marktbasierten Preisbildung ist grundsätzlich positiv zu bewerten, da sich \r\nder Gesetzgeber damit an die marktwirtschaftlichen Prinzipien hält. \r\nDiesen Prinzipien folgend wird sich auch die Kundenausrichtung an den marktlichen Entwick\u0002lung orientieren. Der Kunde wird stets die energie- und kosteneffizientere Option wählen. \r\nDementsprechend ist die Regelung in Absatz 3 aus Sicht des BDEW entbehrlich. \r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 1b Abs. 3 EnWG-E sollte gestrichen werden. \r\n6.2 Zu § 19 Abs. 2a, 3 EnWG-E - Technische Vorschriften\r\nBetreiber von Wasserstoffversorgungsnetzen müssen technische Mindestanforderungen für \r\nden Anschluss und Betrieb von Speicheranlagen festlegen, veröffentlichen und konsultieren. \r\nErdgas kann nach Flutung und anschließender Erstbefüllung mit Wasserstoff in der umgestell\u0002ten Kaverne verbleiben und die Wasserstoffqualität in relevanter Größenordnung verringern. \r\nFür die zu erwarteten, großen Volumenströme kann dieses eingebrachte Erdgas durch mit am \r\nMarkt verfügbaren und an den Speicherstandorten genehmigungsfähigen Reinigungsanlagen \r\nnoch nicht separiert werden. Für andere Speichertypen (u.a. Porenspeicher) ist dies sogar \r\nnoch kritischer zu betrachten. Dies kann realistisch nicht vermieden werden und führt zu zu\u0002sätzlichen Methaneinträgen bei der Ausspeicherung in das Netz. Daher ist sicherzustellen, \r\ndass in der Diskussion um Wasserstoffreinheit die technischen Anforderungen beim Anschluss \r\nvon Speicheranlagen an das Wasserstoffnetz berücksichtigt werden. \r\nSeite 47 von 75\r\n6.3 Zu § 21b Sondervorschriften für regulatorische Ansprüche und Verpflichtungen der \r\nTransportnetzbetreiber; Festlegungskompetenz\r\nRegulierte Wasserstoffnetzbetreiber unterliegen bis auf weiteres einem kostenbasierten Re\u0002gulierungssystem, bei dem Kosten über einen jährlich durchzuführenden Plan-Ist-Kosten-Ab\u0002gleich ermittelt werden. In diesem System können regulatorische Verpflichtungen oder regula\u0002torische Ansprüche entstehen. Verpflichtungen müssen gemäß Handelsgesetzbuch als Rück\u0002stellung gebucht werden, Ansprüche wegen des handelsrechtlichen Vorsichtsprinzip nicht. Im \r\nGas führt die bisherige Regelung des § 21b Abs. 1 EnWG dazu, dass auch Forderungen bilan\u0002ziert werden können. Damit Investitionen in Wasserstoff für Investoren eine vergleichbare \r\nAusschüttungsperspektive und Investitionssicherheit wie im Gas bieten, ist eine Angleichung \r\nder Bilanzierungsvorschriften in der Wasserstoffkostenregulierung an die Erdgaskostenregu\u0002lierung notwendig. Eine von Gas und Strom abweichende Regelung ist hierbei nicht sachge\u0002recht. Die nun vorgesehene Änderung des §21b EnWG sieht eine Einschränkung auf Fernlei\u0002tungsnetzbetreiber und Übertragungsnetzbetreiber vor. Hier ist eine Erweiterung auf Wasser\u0002stofftransportnetzbetreiber vor dem Hintergrund obiger Ausführungen geboten. Da § 21 Abs. \r\n1 EnWG zusätzlich eine Einschränkung auf Transportnetze im Rahmen des Anreizregulierungs\u0002system vorsieht - Wasserstofftransportnetzbetreiber und perspektivisch auch (Strom-)Über\u0002tragungsnetzbetreiber jedoch keiner Anreizregulierung unterliegen – ist eine Anpassung des §\r\n21b Abs. 1 EnWG notwendig. \r\n6.4 Zu § 28j - Anwendungsbereich der Regulierung von Wasserstoffversorgungsnetzen\r\nInfolge der Umsetzung des Art. 35 Abs. 1 GasRL sollen Wasserstoffversorgungsnetze künftig \r\neinheitlich reguliert werden. § 28j wird gestrichen.\r\nHinzuweisen ist in diesem Zusammenhang auch auf § 1 der Wasserstoffnetzentgeltverord\u0002nung (WasserstoffNEV), wonach diese Verordnung die Grundlagen zur Ermittlung der Netzkos\u0002ten und Grundsätze der Bestimmung der Entgelte für den Zugang zu Wasserstoffnetzen für \r\nalle diejenigen Wasserstoffnetzbetreiber regelt, die „nach § 28j Absatz 3“ EnWG der Regulie\u0002rung unterfallen. Mit dem Referentenentwurf fällt der Absatz 3 jedoch weg.\r\n6.5 Zu § 28k – Aufgaben der Betreiber von Wasserstoffnetzen, Wasserstoffspeicheranlagen, \r\nWasserstoffterminals und Systemverantwortung\r\nDer BDEW begrüßt, dass durch Rechtsverordnung Regelungen zur Haftung der Betreiber von \r\nWasserstoffnetzen aus Vertrag und unerlaubter Handlung für Sach- und Vermögensschäden, \r\ndie ein Kunde durch Unterbrechung der Wasserstoffversorgung oder durch Unregelmäßigkei\u0002ten in der Wasserstoffversorgung erleidet, getroffen werden können. \r\nSeite 48 von 75\r\nKlarstellungsbedarf sieht der BDEW hinsichtlich der Anforderungen des Absatzes 3. Hierin ist \r\nunter anderem vorgesehen, dass „Betreiber von Wasserstoffnetzen, Wasserstoffspeicheranla\u0002gen oder Wasserstoffterminals […] in enger Zusammenarbeit mit national und international\r\nverbundenen und benachbarten Wasserstoffnetzbetreibern […] dazu beizutragen, die Zusam\u0002menlegung von Erzeugung und Nutzung von Wasserstoff zu optimieren […]“. Dabei bleibt of\u0002fen, was etwa die „Zusammenlegung“ meint, ob dies als Überwindung der räumlichen (via \r\nTransport) und zeitlichen (via Speicher) Disparitäten von Erzeugung und Nutzung verstanden \r\nwerden soll. Eine „betreiberübergreifende“ Kooperation, beispielsweise beim Betrieb von \r\nWasserstoffspeichern stößt womöglich auch an die Grenzen des Wettbewerbsrechtes, soweit \r\ndas BMWE für den Speichermarkt an einem wettbewerblich organisierten Markt festhalten \r\nwill (vgl. BMWE-Weißbuch zu Wasserstoffspeichern). \r\nDie Vorgabe in Absatz 4, auch Betriebs- und Geschäftsgeheimnisse bereitzustellen, sollte um \r\neine Schwärzungsoption ergänzt werden, wenn der Informationsaustausch wettbewerbliche \r\nGrenzen berührt, etwa im Konzessionswettbewerb. Es sollte klargestellt werden, dass der vor\u0002gesehene Informationsaustausch allein dem in Absatz 4 genannten Zweck dienen soll und in \r\nHinblick darauf auf das notwendige Minimum zu beschränken ist.\r\nMit dem neuen § 28k Abs. 5 EnWG-E führt der Gesetzesent\u0002wurf neue Anforderungen an Wasserstoffinfrastrukturbetrei\u0002ber zur Vermeidung und Überprüfung von Wasserstoff-Emissi\u0002onen ein. Die Verpflichtung richtet sich an Betreiber von Wasserstoffnetzen, Wasserstoffspei\u0002cheranlagen oder Wasserstoffterminals. Die Betreiber sollen in regelmäßigen Abständen alle \r\nrelevanten Komponenten in ihrer Verantwortung auf Wasserstoffdichtheit und notwendige \r\nReparaturen hin überprüfen. Es gibt eine Berichtspflicht über die Wasserstoffdichtheitsprü\u0002fung und fordert gegebenenfalls ein Reparatur- oder Austauschprogramm. Der Entwurf orien\u0002tiert sich erkennbar an den Anforderungen der europäischen Methanemissionsverordnung \r\n(MethanVO). \r\n› BDEW-Forderung\r\nAufgrund der Parallelen zur europäischen MethanVO sollte aus Sicht des BDEW auch für \r\nWasserstoffemissionen eine europäisch einheitliche Regelung Vorzug haben.\r\nDie Berichtspflichten, daraus resultierende bürokratische Belastungen und die Kosten\u0002wirkung der MethanVO sollten kritisch evaluiert werden. Um im Wasserstoffbereich von \r\nvornherein unnötige bürokratische Lasten zu vermeiden, sollten nur die Regelungen aus \r\nder MethanVO, die einer kritischen Prüfung standhalten, auf Wasserstoff übertragen \r\nwerden. Es sollte klargestellt werden, dass der Bericht einmal jährlich abgegeben wer\u0002den muss.\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 49 von 75\r\nDer BDEW regt daher an, § 28k Abs. 5 EnWG-E wie folgt anzupassen:\r\n„(5) Betreiber von Wasserstoffnetzen, Wasserstoffspeicheranlagen oder Wasserstoffter\u0002minals haben alle angemessenen Maßnahmen zu ergreifen, um bei ihren Tätigkeiten \r\nWasserstoffemissionen zu vermeiden und zu minimieren, und in regelmäßigen Abstän\u0002den alle relevanten Komponenten in ihrer Verantwortung auf Wasserstoffdichtheit und \r\nnotwendige Reparaturen hin zu überprüfen. Sie haben den zuständigen Behörden jähr\u0002lich einen Bericht über die Wasserstoffdichtheitsprüfung und gegebenenfalls ein Repara\u0002tur- oder Austauschprogramm vorzulegen und jährlich statistische Informationen über \r\ndie Wasserstoffdichtheitsprüfung und die notwendigen Reparaturen zu veröffentlichen.“\r\nStudien belegen, dass die im Entwurf angelegten Regelungen angesichts der zu erwar\u0002tenden, geringen Emissionen unverhältnismäßig aufwändig sind1\r\n.\r\nZum Teil werden Begriffe aus der MethanVO verwendet. Eine einheitliche Nomenklatur \r\nwäre wichtig. Statt „Wasserstoffdichtigkeitsprüfung“ wäre zum Beispiel die Bezeichnung \r\n„Leckdetektion und -reparatur\" besser geeignet.\r\nSchließlich sollte in Absatz 6 keine Begründungspflicht gegenüber sonstigen Betroffenen \r\nverankert werden. Eine anlassbezogene Kontrolle bei Unstimmigkeiten durch die Regu\u0002lierungsbehörde genügt und reduziert ebenfalls den Verfahrensaufwand.\r\n6.6 Zu § 28m - Zugang zu Wasserstoffspeicheranlagen\r\nWasserstoffspeicher können in Zukunft erheblich dazu beitragen, Energieerzeugung und -ver\u0002brauch sowohl bei kurzfristigen als auch bei saisonalen Schwankungen in Einklang zu bringen, \r\ndie Netzstabilität zu gewährleisten und zur Versorgungssicherheit beizutragen. Eine bedarfs\u0002gerechte Versorgung der Kunden ist gerade in der Hochlaufphase nur mit Speichern möglich. \r\nAufgrund von langen Vorlaufzeiten, komplexen Genehmigungsverfahren sowie mangelnder \r\nPlanungs- und Investitionssicherheit bleiben die geplanten Projekte für Wasserstoffspeicher \r\njedoch deutlich hinter dem prognostizierten Bedarf zurück. Um den Aufbau (Umrüstung / \r\nNeubau) von Wasserstoffspeichern zu ermöglichen, müssen die erforderlichen Rahmenbedin\u0002gungen schnellstmöglich geschaffen werden. Dazu gehört neben einem Regulierungsrahmen \r\nauch ein Förder- und Finanzierungskonzept für die Speicher.\r\n1 EBI-Studie: M. Heneka, S. Malzkuhn, F. Graf (2025): Abschätzung der THG-Emissionen einer zukünftigen Wasser\u0002stofftransportinfrastruktur, in: gwf Gas + Energie 03|2025; nKlim: A. Jülich, M. Blum, O. Zelt und P. Viebahn \r\n(2025): From natural gas to hydrogen: Climate impacts of current and future gas transmission networks in Ger\u0002many, veröffentlicht durch Frontiers in Energy Research: https://www.frontiersin.org/journals/energy-rese\u0002arch/articles/10.3389/fenrg.2025.1548309/full.\r\nSeite 50 von 75\r\nDer BDEW begrüßt, dass die Bundesregierung die Einführung einer Regulierung für Wasser\u0002stoffspeicher vorsieht. Die Frist bis zum 5. August 2026 für die Entwicklung eines Regulie\u0002rungsregimes durch die BNetzA ist im Regierungsentwurf nun nicht mehr enthalten. Es ist da\u0002mit zeitlich völlig offen, wann dieses kommen wird. Frühzeitig Rechtssicherheit über das zu\u0002künftige Zugangsregime für die Speicherbetreiber zu schaffen, ist jedoch eine notwendige Vo\u0002raussetzung für den Speicherhochlauf. Der BDEW erwartet, dass die Umsetzung durch die \r\nBNetzA daher schnellstmöglich erfolgt. Darüber hinaus ist anzumerken, dass die Streichung \r\nder Verfahrensanforderung an die BNetzA, die Bedingungen und Methoden zur Berechnung \r\nder Entgelte mit “ausreichendem Vorlauf vor deren Wirksamwerden” zu entwickeln, die Pla\u0002nungssicherheit für die Marktakteure verringert.\r\nNeben einem klaren und stabilen Regulierungsrahmen ist die Wirtschaftlichkeit eine zentrale \r\nInvestitionsbedingung. Von großer Bedeutung ist insofern auch die konkrete Ausgestaltung \r\ndes Regulierungsregimes durch die BNetzA. Dabei sind die folgenden Aspekte unbedingt zu \r\nberücksichtigen und sollten soweit möglich auch im Rechtsrahmen verankert werden: \r\n› Regulierung muss flexibel dem Markthochlauf angepasst werden können:\r\nDer Wasserstoff(-speicher-)markt muss sich in den kommenden Jahren bzw. Jahrzehn\u0002ten erst entwickeln. Ein Regulierungskonzept muss dementsprechend so ausgestaltet \r\nsein, dass es einen Markthochlauf nicht hemmt und flexibel an die tatsächliche Markt\u0002entwicklung angepasst werden kann. Die Einführung eines Regulierungskonzepts auf \r\nBasis der Annahmen eines liquiden Wasserstoffmarktes hätte einen negativen Einfluss \r\nauf den Markthochlauf und muss vermieden werden. Die Phase des Markthochlaufs \r\nmuss zwangsläufig eine wichtige Rolle im Konzept einnehmen. \r\n› Mit dem vorgesehenen Regulierungsregime für Wasserstoffspeicher muss ein kompa\u0002tibler Förder- und Finanzierungsmechanismus im Energiewirtschaftsgesetz verankert \r\nwerden: \r\nZum Aufbau von Wasserstoffspeichern sind Investitionen in einen Markt erforderlich, \r\nder noch gar nicht besteht. Die Festlegung des regulatorischen Rahmens bringt Rechts\u0002sicherheit, die Unsicherheit über die Erlösentwicklung für Wasserstoffspeicherbetreiber \r\nbleibt jedoch bestehen. Daher muss der Regulierungsansatz mit einem Förder- und Fi\u0002nanzierungsmechanismus kompatibel sein, um einen solchen ergänzt werden und eine \r\nInvestmentabsicherung für Betreiber von Speicheranlagen ermöglichen. Der BDEW \r\nempfiehlt dafür einen staatlichen Finanzierungsmechanismus, der erlösbasierte \r\nContracts for Difference (CfDs) mit einer intertemporalen Umlagefinanzierung kombi\u0002niert (s. hierzu Studie \"Finanzierungsmechanismus für den Aufbau von Wasserstoffspei\u0002chern\" von Frontier Economics im Auftrag des BDEW, 2024). \r\nSeite 51 von 75\r\n› In dem aktuellen Marktumfeld, das von hoher Unsicherheit geprägt ist, wann und in \r\nwelchem Umfang der Wasserstoffmarkthochlauf erfolgt, können auch potenzielle Spei\u0002cherkunden nur schwer entsprechende Verpflichtungen eingehen. Nachfrageförderung \r\nwird in den meisten Fällen mit Speicherinvestitionen zeitlich inkompatibel sein und \r\nkann daher nur bedingt zum Aufbau der Wasserstoffspeicher beitragen. Es bleibt somit \r\nfür die Speicherbetreiber ein hohes Nachfragerisiko, das aus nicht gesicherten Nachfra\u0002gemengen sowie ungewisser Zahlungsbereitschaft besteht. In dieser frühen Phase des \r\nMarkthochlaufs ist daher zu erwägen, den Aufbau der erforderlichen Speicherkapazitä\u0002ten frühzeitig staatlich abzusichern, damit Speicherbetreiber mit ihren Investitionen in \r\nVorleistung treten können.\r\n› Langfristige Speicherverträge zur Investmentabsicherung ermöglichen: \r\nSpeicher sind sehr langlebige Assets mit Nutzungsdauern von ca. 40 Jahren und länger. \r\nDementsprechend können Investitionsentscheidungen erst dann getroffen werden, \r\nwenn Speicherkapazitäten langfristig vermarktet und dadurch die eingesetzten hohen \r\nInvestitionen sowohl preis- als auch mengenmäßig möglichst weitgehend abgesichert \r\nsind. Das erfordert auch, dass dem Investor Entscheidungsfreiheit hinsichtlich der Ver\u0002tragslaufzeit und des Vermarktungsweges eingeräumt wird. Die Laufzeiten der Spei\u0002cherverträge müssen eine langfristige Absicherung der umfangreichen Investitionen er\u0002möglichen.\r\n› Vermarktungen auch im Wege bilateraler Verhandlungen zulassen: \r\nDarüber hinaus ist es für den Aufbau einer Wasserstoffspeicher-Infrastruktur notwen\u0002dig, dass Speicherbetreiber – neben der Vermarktung über Auktionen/Open Season –\r\nzur Absicherung des hohen Investments auch Vermarktungen über bilaterale Verhand\u0002lungen durchführen können. Denn auf diese Weise wird es Speicherbetreibern ermög\u0002licht, unter Beachtung der Diskriminierungsfreiheit gezielt auf kundenspezifische Pro\u0002duktanforderungen eingehen zu können und jenseits von eher starren Auktionsver\u0002marktungen sehr flexibel und kurzfristig bei sich bietender Gelegenheit entsprechende \r\nVermarktungen zur Absicherung des hohen Investments tätigen zu können.\r\nLeider nutzt der Gesetzgeber die Möglichkeiten des europäischen Rahmens nicht aus und ver\u0002zichtet darauf, eine Grandfathering-Regelung für innerhalb der Zweijahresfrist nach Inkrafttre\u0002ten der europäischen Regelungen geschlossene Verträge einzuführen. Eine solche Regelung ist \r\nwichtig für Unternehmen, die trotz hoher regulatorischer Unsicherheiten frühzeitig in den Auf\u0002bau von Wasserstoffspeichern investieren.\r\nSeite 52 von 75\r\n6.7 Zu § 28o - Bedingungen und Entgelte für den Netzzugang zu Wasserstoffnetzen\r\nArt. 78 Abs. 7 b) sowie Art. 78 Abs. 9 GasRL sehen vor, dass die Regulierungsbehörde die Be\u0002dingungen für den Anschluss an das und den Zugang zu dem Wasserstoffnetz festlegt und da\u0002bei für die Wasserstoffnetzbetreiber angemessene Anreize schafft, sowohl kurzfristig als auch \r\nlangfristig die Effizienz zu steigern und die Marktintegration und die Versorgungssicherheit zu \r\nfördern. In Umsetzung dieser Artikel soll nunmehr die Einführung und Ausgestaltung der An\u0002reizregulierung für Wasserstoffnetze – anders als bisher in § 28o Abs. 1 Satz 2 EnWG-E gere\u0002gelt – in der Entscheidung der BNetzA als Regulierungsbehörde liegen.\r\nDie Anreizregulierung ist für im Hochlauf begriffene Infrastrukturen allerdings nur bedingt ge\u0002eignet. Die regulatorischen Regelungen müssen zum Start möglichst einfach gestaltet sein und \r\ndas hohe finanzielle Risiko für die Netzbetreiber widerspiegeln. Der BDEW spricht sich daher \r\ndafür aus, dass die BNetzA eine solche Entscheidung erst bei Vorhandensein ausreichender \r\nNetze, nur in enger Abstimmung mit den betroffenen Marktteilnehmern und nur auf Grund\u0002lage sachlich fundierter und wissenschaftlich belegter Erkenntnisse und Einschätzungen trifft. \r\nAus Sicht des BDEW sind grundlegende Änderungen in der Regulierung der Wasserstoffnetze \r\nin ihren Auswirkungen stets sehr sorgfältig zu prüfen. Wichtig ist insbesondere, dass der Aus\u0002bau der Wasserstoffnetze kalkulierbar bleibt und die hohen Investitionsbedarfe abgesichert \r\nwerden können. Eine Diskussion über eine Änderung des regulatorischen Rahmens darf nicht \r\nzur Investitionsrückhaltung führen. \r\n➢ Finanzierung von Wasserstoffnetzen außerhalb des Kernnetzes\r\nDer Referentenentwurf geht davon aus, dass Wasserstoffnetze überwiegend für den Trans\u0002port von Wasserstoff entstehen. Unklar bleibt aber die Finanzierung des Wasserstoffverteiler\u0002netzes. Nicht aufgegriffen wurden zuletzt die in der Fachöffentlichkeit und auf europäischer \r\nEbene angelegten Ansätze zu einem intertemporalen Ausgleichsmechanismus (bundesweit \r\nund/oder regional) oder zu Finanztransfers (Gas/Wasserstoff). Spezifische Finanzierungs\u0002instrument sind aber wie auch schon im Kernnetz notwendig, um den Wasserstoff vom Kern\u0002netzes zu den Kunden zu bringen und so das System insgesamt zu befähigen. \r\nZwar ist zu begrüßen, dass mit der Regelung in § 28o Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 EnWG-E die Ermögli\u0002chung des intertemporalen Kostenausgleichs in Form der Festlegung eines Kostendeckels \r\nadressiert wird. Allerdings reicht sie als bloße Festlegungsbefugnis nicht aus. Im Zusammen\u0002hang mit etwaigen Ausbauverpflichtungen aus der Netzplanung würde eine solche reine Regu\u0002lierungskontologik ohne staatliche Absicherung erhebliche Risiken allein bei den Netzbetrei\u0002bern allokieren. Die Festlegungskompetenz sollte daher zumindest dergestalt präzisiert wer\u0002den, dass eine solche Festlegung in den Zusammenhang mit der Schaffung eines staatlichen \r\nFördermechanismus gestellt wird. Vor diesem Hintergrund wurde ein Entgeltdeckel auch \r\nSeite 53 von 75\r\nim Rahmen der Kernnetzfinanzierung festgelegt. Art. 5 Abs. 3 Satz 3 GasVO 2024/1789 räumt \r\nden Mitgliedsstaaten die Möglichkeit der Verknüpfung mit einem staatlichen Absicherungs\u0002mechanismus grundsätzlich ein. Zur Klarstellung empfiehlt sich die Schärfung der in § 28o Abs. \r\n2 Nr. 3 EnWG-E geregelten Festlegungskompetenz für die BNetzA, zumindest jedoch eine er\u0002gänzende Formulierung in der Gesetzesbegründung, die die Einführung regionaler Absiche\u0002rungsmechanismen in Ausnahmefällen ermöglicht.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Umsetzung im EnWG könnte durch eine Ergänzung in Nummer 3 in § 28o Abs. 2 Satz \r\n1 EnWG-E erfolgen: \r\n„3. abweichend von Absatz 1 Satz 3 Regelungen darüber treffen, dass Entgelte,\r\ndie zur Abdeckung aller notwendigen jährlichen Kosten des Netzbetriebs\r\nerforderlich sind, während des Markthochlaufs noch nicht in voller Höhe von\r\nden Netzbetreibern vereinnahmt werden und der nicht vereinnahmte Teil erst\r\nzu einem späteren Zeitpunkt in der Entgeltbildung berücksichtigt wird; die Bundesnetzagentur \r\nlegt im Auftrag und Interesse des Bundes oder eines Bundeslandes einen intertemporalen \r\nKostenallokationsmechanismus einschließlich eines Absicherungsmechanismus zur Finanzie\u0002rung fest, der eine Finanzierung regionaler Wasserstoffnetze ermöglicht.“\r\nEs sollte in die Regelung aufgenommen werden, dass der Kompetenzausübung eine Abstim\u0002mung und Prüfung zwischen BNetzA und Bundesregierung hinsichtlich eines ergänzenden \r\nstaatlichen Absicherungsmechanismus vorausgehen soll. \r\nGemäß Art. 5 Abs. 4 und 5 GasVO sollte vorsorglich auch eine Festlegungskompetenz der \r\nBNetzA zur Ermöglichung eines Finanztransfers zur Förderung des Aufbaus eines Wasserstoff\u0002netzes aufgenommen werden. So kann es in bestimmten Konstellationen (regionales Netz, \r\nhohe Kundenidentität Gas/H2) zielführend sein, über diesen Weg die Transformation vom \r\nGas- zum Wasserstoff zu finanzieren\r\n› BDEW-Forderung\r\n§ 28o Abs. 2 Satz 1 EnWG-E sollte um folgende Nummer 7 ergänzt werden:\r\n„7. Finanztransfers und gesonderte Netzentgelte gemäß Art. 5 Abs. 4 und 5 Verordnung (EU) \r\n2024/1789 zu genehmigen, sofern die Bundesnetzagentur festgestellt hat, dass die Finanzie\u0002rung betreffender Netze über Netzzugangsentgelte, die nur von den jeweiligen Netznutzern \r\ngezahlt werden, nicht tragfähig ist und hierdurch keine unangemessene Belastung der Erd\u0002gaskunden bewirkt wird.“\r\nSeite 54 von 75\r\nDer Referentenentwurf bleibt damit hinter den Möglichkeiten zurück, die die GasVO in Art. 5 \r\ngrundsätzlich vorsieht. Hier sollten die europäisch vorgesehenen Instrumente auch national \r\nausgeschöpft werden. \r\nDer Wasserstoffhochlauf kann nur gelingen, wenn eine breite Basis der betroffenen Indust\u0002rie- und Gewerbekunden, die auf Wasserstoff zur Dekarbonisierung ihrer Prozesse angewie\u0002sen sind, eine Perspektive erhalten, dass entsprechende Wasserstoffnetze nicht nur geplant, \r\nsondern letztlich auch hinreichend (re-)finanziert werden können. Die Umsetzung der Richtli\u0002nie ins EnWG sollte daher jetzt genutzt werden, zumindest einen Kompetenzrahmen für einen \r\nFördermechanismus zum Aufbau eines Wasserstoffnetzes außerhalb des Kernnetzes festzule\u0002gen.\r\nUnternehmen stehen bereit, Investitionsprojekte für den bedarfsgerechten Ausbau der Was\u0002serstoffnetze außerhalb des Kernnetzes, insbesondere für Wasserstoffverteilernetze, vorzube\u0002reiten. Solche Projekte umfassen zum Beispiel den Aufbau der regionalen übergeordneten \r\nVerteilernetze zur Versorgung der Kraftwerke und Industriekunden in der Region. Diese ge\u0002planten Investitionen benötigen den richtigen Rahmen für die Finanzierung. Denn in der An\u0002fangsphase der Projekte fallen hohe Kosten an, während die Kundenbasis noch im Aufbau be\u0002griffen ist. Für diese Anfangsphase reichen die in der bisherigen Wasserstoffregulierung nach \r\ndem EnWG und der WasserstoffNEV enthaltenen Regelungen nicht aus. Ohne die in der \r\nGasVO vorgesehenen Regelungen droht eine Verzögerung des gesamten Wasserstoffhoch\u0002laufs.\r\nEin Aufschieben des Regelungsrahmens zur Finanzierung von Wasserstoffnetzen außerhalb \r\ndes Wasserstoff-Kernnetzes kann zu erheblichen Mehrkosten führen – etwa beispielsweise\r\nbeim Einbau von sog. T-Stücken. Deren Einbau ist deutlich kosteneffizienter durchzuführen, \r\nwenn er bereits bei Errichtung des Kernnetzes integriert, wird anstatt nachträglich. Da die Fi\u0002nanzierung nicht über das Amortisationskonto für das Kernnetz erfolgen kann, fehlt Netzbe\u0002treibern, die künftig einen Anschluss an das Kernnetz benötigen, derzeit der finanzielle Rah\u0002men für einen frühzeitigen Einbau.\r\n6.8 Zu § 28s - Grundsätze der Finanzierung des Wasserstoff-Kernnetzes und der Entgeltbil\u0002dung\r\nIn § 28r Abs. 8 EnWG sollte eine Regelung aufgenommen werden, welche die Flexibilisie\u0002rung der Kernnetzmaßnahmen im Rahmen des Planungsfortschritts erlaubt. \r\nProjekte, die die Nutzung des Wasserstoff-Kernnetzes nachweislich signifikant erhöhen, soll\u0002ten genehmigte Projekte in der gleichen Region, die durch den Netzentwicklungsplan nicht be\u0002stätigt werden, ersetzen können, wenn nach aktuellen Schätzungen deren Kosten nicht we\u0002sentlich die Kosten der nicht bestätigten Projekte übersteigen.\r\nSeite 55 von 75\r\nZudem muss der ab dem Jahr 2028 von der BNetzA neu festzulegende Eigenkapitalzins gemäß\r\n§ 28r Abs. 6 EnWG für die Kernnetzmaßnahmen einen adäquaten Risikoaufschlag im Vergleich \r\nzu andern regulierten Energienetzen (Strom und Gas) berücksichtigen. Die Investitionsrisiken \r\nder Wasserstoffnetzbetreiber sind deutlich höher und beinhalten Risikopositionen wie einen\r\nSelbstbehalt.\r\n6.9 Zu § 28t EnWG-E - Selbstbehalt der Wasserstoff-Kernnetzbetreiber\r\nDer Selbstbehalt ist ein zentrales Element zur Bewertung des Chancen-Risiko-Verhältnisses\r\naus Sicht der Kapitalgeber. Bereits bei seiner Einführung im Rahmen der gesetzlichen Veran\u0002kerung des Finanzierungsmodells für das Kernnetz haben die Netzbetreiber darauf hingewie\u0002sen, dass dieses Verhältnis vor dem Hintergrund der spezifischen Risiken im Bereich Wasser\u0002stoff nicht ausgewogen ist und angepasst werden muss, um ein weitergehendes finanziel\u0002les Commitment der Kapitalgeber für das Kernnetz sicherzustellen. Aufgrund der nun noch\r\ndeutlich höheren Risikobewertung mit Blick auf die Marktentwicklung und in Verbindung mit\r\neiner zu geringen Risikorendite auf das eingesetzte Kapital, ist ein Selbstbehalt in der Höhe \r\nvon 24 Prozent nicht (mehr) tragbar.\r\nDie Kernnetzbetreiber tragen mit dem sehr hohen Selbstbehalt einen erheblichen Teil des \r\nAusfallrisikos, obwohl sie den Markthochlauf und damit die Auslastung des Netzes nicht be\u0002einflussen können. Gleichzeitig stellt der Selbstbehalt an sich die Kernnetzbetreiber gegen\u0002über anderen Netzbetreibern, etwa im Strom oder im Gasbereich, für deren Netzinvestitio\u0002nen es einen solchen Selbstbehalt nicht gibt, bei der Risikobewertung grundsätzlich schlech\u0002ter. Daher müssten sich solche erhöhten Risiken im Vergleich zu einer Alternativanlage im \r\nWagniszuschlag der Eigenkapitalverzinsung widerspiegeln. Abfedernd wirkt aber auch eine\r\nReduzierung des Risikos über eine Absenkung des Selbstbehaltes. Daher wird eine Absen\u0002kung des Selbstbehaltes auf 15 Prozent vorgeschlagen, wie es auch bereits der Bundesrat in \r\nseiner „Stellungnahme zum Entwurf eines Dritten Gesetzes zur Änderung des Energiewirt\u0002schaftsgesetzes” vom 15. Dezember 2023 gefordert hatte (Drucksache 590/23 (Beschluss)). \r\nZudem sollten Umstellungsleitungen grundsätzlich vom Selbstbehalt ausgenommen werden,\r\num den gesetzlichen Vorrang der Umstellung vor Neubau nicht finanziell entgegenzuwirken.\r\nDie Leitungen sind im regulierten Gastransportnetz keinem Selbstbehaltsrisiko ausgesetzt \r\nund erzeugen eine regulierte Rendite. Mit der Entscheidung zur Umstellung werden diese \r\nmit einem Selbstbehaltsrisiko versehen. Damit stellt sich der Netzbetreiber mit einer Umstel\u0002lungsleitung im Wasserstoff-Kernnetz gegenüber einem Betrieb im Erdgasnetz schlechter.\r\n6.10 Zu § 28q EnWG-E Verbindungsleitungen im Wasserstofftransportnetz mit einem Mit\u0002gliedsstaat\r\n§ 28q EnWG-E setzt Artikel 59 der Richtline (EU) 2024/1788 um und befasst sich mit der mögli\u0002chen Anwendung der grenzüberschreitenden Kostenaufteilung (Cross-Border Cost Allocation, \r\nCBCA) auf grenzüberschreitende Wasserstoffinfrastrukturprojekte, bei welchen es sich nicht \r\nSeite 56 von 75\r\num Vorhaben von gemeinsamem Interesse gemäß Verordnung (EU) 2022/869 (TEN-E VO) han\u0002delt. Grundsätzlich ist § 28q EnWG-E sehr an den Formulierungen der Richtlinie ausgerichtet. \r\nAuffallendster Unterschied ist in § 28q Abs. 1 EnWG-E zu finden: Die Richtlinie spricht von Pro\u0002jektkosten, welche benachbarte und betroffene Wasserstoffnetzbetreiber zu tragen haben, \r\nwährend diese im Referentenentwurf als Errichtungs- und Betriebskosten aufgeführt sind und \r\ndamit deutlich höhere Kosten umfassen. Im Sinne der deutschen Netznutzer sollte die Richtli\u0002nie im Wording 1:1 ungesetzt und sich auf die Projektkosten bezogen werden.\r\nZudem ist die Anwendung der CBCA im Falle eines noch nicht entwickelten Marktes zur Finan\u0002zierung grenzüberschreitender Infrastruktur ungeeignet. Primär für ausgereifte Märkte mit \r\nbestehender Nutzerbasis konzipiert, kann die CBCA nicht die notwendige Zwischenfinanzie\u0002rung sowie die Risikoabsicherung in der Marktanlaufphase leisten. Es bedarf daher der Einfüh\u0002rung passender Mechanismen für den Aufbau einer grenzüberschreitenden Infrastruktur, wel\u0002che über die rein räumliche Allokation von Kosten hinausgehen, da ansonsten lediglich Kosten \r\nund damit Investitionsrisiken auf andere Länder verlagert werden, ohne jedoch die Kernprob\u0002lematik prohibitiver Netzentgelte zu adressieren. \r\n6.11 Zu § 118 Abs. 6 - Netzentgeltbefreiung für Elektrolyseure\r\nUm den Wasserstoffmarkthochlauf zu ermöglichen, sollten Netzentgelte für netz- oder sys\u0002temdienlich agierende Elektrolyseure auch über 2029 hinaus entfallen oder zumindest signifi\u0002kant reduziert bleiben. Diverse Studien zeigen, dass für die netzdienliche Integration von \r\nElektrolyseuren neben der Betriebsweise vor allem der Standort wichtig ist.2 Elektrolyseure an \r\nnetzdienlichen Standorten unter anderem in den Entlastungsregionen nach § 13 k EnWG kön\u0002nen wesentlich zur Reduzierung von Abregelungen Erneuerbarer Energien sowie zur Verringe\u0002rung des Netzausbaubedarfs beitragen. Eine optimierte Allokation kann bis 2050 Gesamtsys\u0002temkosten von über 60 Mrd. € einsparen.3,4\r\nIm Zuge des verzögerten Wasserstoffhochlaufs \r\nsind zudem industrienahe Standorte (on-site Elektrolyseure) für eine frühzeitige Versorgung \r\nnotwendig, damit Industrieprozesse bereits vor einem vollständigen Aufbau des Wasserstoff\u0002kernnetzes auf Wasserstoff umgestellt werden können. Ein signifikanter Anreiz kann über die \r\nReduktion von Netzentgelten für Elektrolyseure an netzdienlichen Standorten oder an \r\n2 Vgl. etwa Consentec et al, 2023: Systemdienliche Integration von grünem Wasserstoff; Hobbie & Lieberwirth, \r\n2024: Compounding or Curative? Investigating the impact of electrolyzer deployment on congestion manage\u0002ment in the German power grid.\r\n3 Vgl. Hobbie & Lieberwirth, 2024: Compounding or Curative? Investigating the impact of electrolyzer deploy\u0002ment on congestion management in the German power grid - ScienceDirect.\r\n4 Vgl. Mahner et al., 2025: Weniger Abregeln durch mehr Flexibilität im Energiesystem.\r\nSeite 57 von 75\r\nStandorten, die essenziell für die Versorgung von Industrien sind und somit auch Sys\u0002temdienstleitung erbringen, erfolgen: In Abhängigkeit der Höhe der Netzentgelte und der \r\nSpannungsebene würden ab einer Inbetriebnahme ab 2029 Kosten in Höhe von 2 – 3 €/kg \r\nWasserstoff nur durch die Netzentgelte Strom anfallen5\r\n. Für die Einspeisung in das Wasser\u0002stoffnetz werden entsprechende Netzentgelte erhoben. Zusätzliche Stromnetzentgelte wür\u0002den die Wasserstoffgestehungskosten weiter erhöhen und die Sektorkopplung erschweren. \r\nEin Elektrolyseur ist in seiner Fahrweise aufgrund der Strombezugskriterien, die für die Her\u0002stellung von RFNBO-konformem Wasserstoff bestehen, bereits stark eingeschränkt. Ein Elekt\u0002rolyseur der system- oder netzdienlich betrieben wird und Engpässe reduziert oder vermeidet, \r\noder eine Systemdienstleistung wie bspw. Blindleistungskompensation bereitstellt, sollte auch \r\nbei einer Errichtung nach 2029 in Zukunft von Netzentgeltreduzierungen profitieren. Hinzu \r\nkommt die Tatsache, dass der Wasserstoffhochlauf 2029 noch nicht abgeschlossen ist und sich \r\ndie Initial- und Aufbauphase des Wasserstoffmarktes zeitlich verzögert. Industrienahe on-site\u0002Elektrolyseure könnten dabei ebenfalls berücksichtigt werden.\r\nDie derzeitige Unsicherheit hinsichtlich der zukünftigen Betrachtung von Elektrolyseuren in \r\nder Netzentgeltsystematik stellt Wasserstoffprojekte vor erhebliche (finanzielle) Risiken und \r\nhemmt somit den Hochlauf. \r\nDer BDEW fordert daher eine kurzfristige Weiterentwicklung der Netzentgeltsystematik sowie \r\ndie Klarstellung hinsichtlich eines Bestandsschutzes für aktuelle und in der Planung weit fort\u0002geschrittene Projekte. Die Weiterentwicklung sollte in Form einer Verlängerung der Netzent\u0002geltbefreiung oder zumindest einer starken Rabattierung von Elektrolyseuren adressiert wer\u0002den, um den Aufbau heimischer Erzeugungskapazität zu ermöglichen. Diese sollte im Rahmen \r\neines zusätzlichen und eigens auf Elektrolyseure bezogenen Absatzes in den bestehenden \r\n§ 118 integriert werden, um die Sonderstellung von Elektrolyseuren sowie deren Mehrwert \r\nfür das Energiesystem hervorzuheben und diese differenziert von anderen Netznutzern be\u0002trachten zu können.\r\n7 Gas- und Wasserstoffkennzeichnung\r\nDie vorgesehenen Vorgaben zur Gas- und Wasserstoffkennzeichnung gemäß § 42d EnWG-E\r\ngehen deutlich über die europäischen Anforderungen der GasRL (Anhang I Nr. 5) hinaus. Eine \r\nUmsetzung auf nationaler Ebene sollte sich lediglich an den europäischen Vorgaben \r\n5 Vgl. BDEW 2025: Kosten von Wasserstoff durch rechtliche und regulatorische Rahmenbedingungen: Kostenfak\u0002toren und Minderungspotenziale der Gestehungskosten.\r\nSeite 58 von 75\r\norientieren und keine zusätzlichen Anforderungen für Lieferanten von Gas und Wasserstoff\r\ndefinieren. \r\nEbenso ist unklar, wie sich die Gas- und Wasserstoffkennzeichnung in Bezug einer künftig \r\nmöglichen Nachweisführung von Biogasquoten oder Biotreppen-Anforderungen (Verweis auf \r\nGesetzgebungsverfahren zum GEG) verhält. Es erscheint unwahrscheinlich, dass die Gas- und \r\nWasserstoffkennzeichnung aufgrund seines Book & Claim-Ansatzes (Nachweisführung über \r\nHerkunftsnachweise) zur Nachweisführung von Biogasquoten- oder Biogastreppen-Anforde\u0002rungen dienen kann. Die Kennzeichnung dient gem. der GasRL lediglich der Verbraucherinfor\u0002mation (siehe auch Gesetzbegründung zu § 42d Abs. 5 EnWG-E). Damit werden mutmaßlich \r\nParallelstrukturen aufgebaut, welche weder zum Kundenverständnis beitragen noch einen \r\nsinnhaften Nutzen aufweisen.\r\nDie europäischen Vorgaben verlangen lediglich eine Ausweisung auf Produktebene (Lieferpro\u0002dukt) getrennt nach dem Anteil von erneuerbarem und kohlenstoffarmem Gas (siehe Anhang I \r\nNr. 5a) sowie die zugehörigen Umweltauswirkungen (siehe Anhang I Nr. 5b).\r\nDie vorgesehene nationale Umsetzung verlangt jedoch zusätzlich:\r\n- Ausweisung eines lieferantenbezogenen Energieträgermix gemäß § 42d Abs. 1 Satz 2 \r\nEnWG-E und zugehöriger Umweltauswirkungen gemäß § 42d Abs. 3 Satz 2 EnWG-E;\r\n- Erhöhte bürokratische Zusatzanforderungen aufgrund der Festlegung einer maximal \r\nzulässigen Entwertung von Herkunftsnachweisen für Wasserstoff gemäß Beimi\u0002schungsquote im jeweiligen Verteilnetzgebiet gemäß § 42d Abs. 5 Satz 2 EnWG-E.\r\nDiese Angaben bzw. Vorgaben verlangt die GasRL nicht. Die vorgesehenen Zusatzinformatio\u0002nen bieten nur geringfügigen Mehrwert für Endkunden und erhöhen den bürokratischen Auf\u0002wand erheblich. \r\nDie Gas- und Wasserstoffkennzeichnung gem. der GasRL dient weder der Zielerfüllung erneu\u0002erbarer Quoten-Vorgaben, noch kann diese als Nachweis für Förderinstrumente gemäß GEG \r\nherangezogen werden, sondern stellt lediglich ein Kennzeichnungsinstrument gegenüber End\u0002kunden dar. Auch können Herkunftsnachweis bzw. die darauf basierende Kennzeichnung nicht \r\nzur Minderung der CO2-Preiskomponente nach dem Brennstoffemissionshandelsgesetz \r\n(BEHG) genutzt werden.\r\nGleichzeitig gilt festzuhalten, dass Inverkehrbringer bereits heute Biomethan an Endkunden \r\nliefern, um gesetzlichen Anforderungen etwa aus dem GEG oder aus europäischen Klima\u0002schutzinstrumenten wie dem EU‑ETS zu erfüllen. Dabei werden umfassende Nachhaltigkeits‑, \r\nACHTUNG BÜROKRATIE ACHTUNG 1:1 UMSETZUNG\r\nSeite 59 von 75\r\nTHG‑Minderungs‑ und Massenbilanzierungsanforderungen eingehalten, sodass diese Mengen \r\nauch rechtmäßig auf EE‑Ziele angerechnet werden dürfen. Da diese Lieferungen jedoch nicht \r\nim Regime der Herkunftsnachweissystematik, sondern über die Massenbilanzierung erfolgen, \r\nbesteht bislang keine Möglichkeit, dies im Rahmen einer Gaskennzeichnung gegenüber End\u0002kunden auszuweisen. Dies führt zu einem sachlich nicht gerechtfertigten Auseinanderfallen \r\nvon regulatorischer Zielerfüllung und transparenter Verbraucherinformation.\r\nGrundsätzlich sollte für eine verbraucherfreundliche Darstellung einzig die Ausweisung auf \r\nProduktebene und die ergänzenden Umweltauswirkungen vorgeschrieben werden. Alle weite\u0002ren Anforderungen stellen eine Zusatzbelastung für Lieferanten von Gas und Wasserstoff dar. \r\nIm Gesetz sollte weiterhin klargestellt werden, dass Gas aus erneuerbaren Quellen und Was\u0002serstoff aus erneuerbaren Quellen mit gesetzlich festgelegten Standardemissionsfaktoren für \r\ndie Vorkettenemissionen bewertet werden können und die Emissionen aus dem Verbren\u0002nungsprozess mit 0g CO2 bewertet werden. Die Vorgabe nach § 42d. Abs. 5 Satz 2 EnWG-E \r\nmuss gestrichen werden.\r\n§ 42d EnWG-E definiert keinen Zeitpunkt über die erstmalige Veröffentlichung einer Gas-\r\n/Wasserstoffkennzeichnung und wann diese zu aktualisieren ist. Die Frist für die Veröffentli\u0002chung sollte sich an der Frist der Stromkennzeichnung orientieren (1. Juli eines Jahres) und \r\nim Gesetz eindeutig formuliert werden. Der BDEW empfiehlt eine erstmalige Veröffentli\u0002chung der Gas-/Wasserstoffkennzeichnung ein Jahr nach Inbetriebnahme des Gas-Wärme\u0002Kälte-Herkunftsnachweisregisters.\r\nDer BDEW befürwortet, dass die Gas- und Wasserstoffkennzeichnung gemäß § 42d Abs. 4 \r\nEnWG-E mittels Verweises auf die Homepage erfolgen kann. Die Regelung umfasst jedoch nur \r\nden lieferantenbezogenen Energieträgermix und sollte auch den produktspezifischen Energie\u0002trägermix einschließen. Eine verpflichtende Drucklegung der Gas- und Wasserstoffkennzeich\u0002nung gilt es bereits aus Umweltschutzgründen zu vermeiden.\r\nDem Umweltbundesamt sollte grundsätzlich die Verantwortung für eine jährliche Ermittlung \r\nund Bereitstellung des Restenergieträgermix (siehe § 42d Abs. 7 EnWG-E) sowie für den Ener\u0002gieträgermix der Gasbörse und damit verbundener Umweltauswirkungen gemäß § 42d Abs. 1 \r\nEnWG-E übertragen werden. Eine Veröffentlichung muss durch das Umweltbundesamt fristge\u0002mäß und frühzeitig (bspw. zum 1. März eines Jahres) erfolgen. In der Regel verfügen Börsen \r\nnicht über Daten zu Eigenschaften der Moleküle und Commodities, da lediglich die Commo\u0002dity selbst gehandelt wird. Es muss sichergestellt werden, dass lediglich auf frei zugängliche \r\nDaten zurückgegriffen wird und somit kein zusätzlicher Reporting-Aufwand für die Energie\u0002börse dadurch entsteht, den Lieferanten zusätzliche Daten zur Verfügung zu stellen oder \r\nselbst zu berichten.\r\nSeite 60 von 75\r\nDie Einführung einer Übergangsregelung gemäß § 42d Abs. 7 Satz 2 EnWG-E befürwortet der \r\nBDEW ausdrücklich. Die Übergangsregelung sollte sich jedoch nicht an einem festen Datum \r\norientieren, sondern an der Inbetriebnahme des Gas-Wärme-Kälte-Herkunftsnachweisregis\u0002ters oder einer frühzeitig vollzogenen Allgemeinverfügung. Da das Register nicht am 1. Januar \r\n2026 den Betrieb zuverlässig aufgenommen hat und keine Allgemeinverfügung des Umwelt\u0002bundesamtes am 1. Januar 2026 vorlag, muss die in § 42d Abs. 7 Satz 2 EnWG-E angegebene \r\nFrist bereits um ein Jahr verschoben werden (auf den: 30. Juni 2028). In § 42d Abs. 6 EnWG-E \r\nwird dem Umweltbundesamt die Möglichkeit eingeräumt, ein anderes Zertifizierungssystem \r\n(Register), statt dem Herkunftsregister für Gas gemäß § 3 Nr. 1 der Gas-Wärme-Kälte-Her\u0002kunftsnachweisregister-Verordnung (GWHKV) zuzulassen. In der Begründung zu § 42d EnWG\u0002E steht jedoch, dass das Umweltbundesamt ein „alternatives, zum Herkunftsnachweisregister \r\nfür Gas vergleichbares System“ errichten kann. Es besteht die Frage, welchen Zweck ein Er\u0002satzregister hat, das auf gleiche Weise funktioniert, wie das Zielregister. Hier wäre ein Verweis \r\nauf bereits bestehende privatwirtschaftlich organisierte, freiwillige Registersysteme ange\u0002bracht.\r\nWeiterhin weist der BDEW auf eine Diskrepanz im Gesetzestext hin. Die Vorgaben gemäß \r\n§ 42d Abs. 5 Satz 1 EnWG-E (Nachweiserfordernis über Herkunftsnachweise) widerspricht \r\n§ 42d Abs. 1 Satz 3 EnWG-E (Nutzung der Kennzeichnung einer Gasbörse oder eines Gas- oder \r\nWasserstofflieferanten mit Sitz außerhalb der Europäischen Union). Sofern der Energieträger\u0002mix der Gasbörse oder eines ausländischem Gas- oder Wasserstofflieferanten Gas oder Was\u0002serstoff aus erneuerbaren Quellen oder einen kohlenstoffarmen Anteil enthält, müssten diese \r\nausländischen Lieferanten oder die Gasbörse entsprechende Herkunftsnachweise den Gas\u0002und Wasserstofflieferanten nach § 42d Abs. 1 EnWG-E mitliefern. Würden keine Herkunfts\u0002nachweise bereitgestellt werden, würden Gas- und Wasserstofflieferanten gegen § 42d Abs. 5 \r\nSatz 1 EnWG-E verstoßen. Diese Mengen müssten dann von der Nachweisverpflichtung gemäß \r\n§ 42d Abs. 5 Satz 1 EnWG-E ausgenommen werden. \r\nZusätzlich ist der Begriff der „Gasbörse“ irreführend, weil über Börsen, an denen Energieträger \r\ngehandelt werden, im Regelfall verschiedene Energieträger und Commodities gehandelt wer\u0002den und nicht ausschließlich Gas. Insofern sollte „Gasbörse“ hier durch den Begriff „Börse“ \r\noder „Energiebörse“ ersetzt werden.\r\nIm Übrigen erscheint der berechnete Erfüllungsaufwand für die Wirtschaft als zu gering ange\u0002setzt. Jeder Gas- und Wasserstofflieferant muss seine IT-Systeme für Verbrauchsabrechnun\u0002gen neu ertüchtigen. Bisher war eine Gas- und Wasserstoffkennzeichnung nicht verpflichtend. \r\nAuch werden die anfallenden Kosten für die Kontoerstellung und -führung im Gas-Wärme\u0002Kälte-Herkunftsnachweisregisters sowie die Gebühren für Ausstellung, Entwertung und \r\nSeite 61 von 75\r\nÜbertragung von Gas- und Wasserstoff-Herkunftsnachweisen und eventuelle Zusatzdienstleis\u0002tungen für Umweltgutachter und Zertifizierer nicht gebührend berücksichtigt.\r\n8 Bürokratieabbau und Planungs- und Genehmigungsbeschleunigung\r\n8.1 Zu § 23c - Veröffentlichungspflichten\r\n§ 23c Abs. 7 Nr. 5 EnWG-E sieht vor, dass Betreiber eines Wasserstoffnetzes Angaben über die \r\nErmittlung und Berechnung der Lastflusssimulationen sowie mindestens einmal jährlich eine \r\nDokumentation der durchgeführten kapazitätserhöhenden Maßnahmen und deren Kosten zu \r\nveröffentlichen haben, sofern welche getätigt wurden. \r\nEs stellt sich die Frage nach der Notwendigkeit dieser Veröf\u0002fentlichungspflicht. Insbesondere für kritische Infrastrukturen \r\nist dies nicht nachvollziehbar und könnte dort zu entspre\u0002chenden Gefährdungen führen. Ein Mehrwert für den Verbraucher ist auf der anderen Seite \r\nnicht erkennbar. \r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung des § 23c Abs. 7 Nr. 5 EnWG-E sollte gestrichen werden. \r\n8.2 Zu § 35 - Monitoring und ergänzende Informationen\r\nDer BDEW fordert, bestehende Monitoring- und Berichtspflichten laufend kritisch zu überprü\u0002fen (Aufwand, Kosten, Nutzen) und neue Pflichten nur in besonders gelagerten, zwingenden \r\nFällen zu begründen. Die grundsätzliche Erweiterung auf Wasserstoff in den Nummern 8 und \r\n10 des § 35 EnWG-E erscheint nachvollziehbar.\r\nDie Ergänzung der Aufgaben der Regulierungsbehörde in \r\nNummer 10 zum verdachtsunabhängigen Monitoring von \r\nPreisspitzen an den Energiemärkten ist jedoch in dieser Form \r\nproblematisch, weil sich die Vorgaben aus Art. 78 Abs. 1 lit. q) GasRL allein auf die Gasmärkte \r\nbeziehen. § 35 EnWG überträgt der BNetzA die Monitoringaufgaben jedoch für alle Energie\u0002märkte. Vor dem Hintergrund der Energiepreiskrise 2022 ist die Regelung der Richtlinie für \r\nGasmärkte mit ihrer vergleichsweise geringen Preisvolatilität nachvollziehbar. An den Strom\u0002märkten gehören Preisausschläge um mehrere hundert Euro/MWh jedoch zu fundamental gut \r\nbegründeten Marktbewegungen. Daher sollte der Gesetzgeber in § 35 Nr. 10 EnWG-E nur die \r\nVorgaben der GasRL umsetzen und der BNetzA keine darüberhinausgehenden Monitoringauf\u0002gaben zuweisen. Die Überwachung von ungewöhnlichen Marktbewegungen durch die \r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 62 von 75\r\nRegulierungsbehörde, die z.B. Anlass zum Verdacht auf Marktmanipulation geben können, ist \r\nohnehin durch REMIT sichergestellt. \r\nBei der Umsetzung des Monitorings des Zusammenhangs von Großhandels- und Endverbrau\u0002cherpreisen ist zudem Vorsicht geboten, da die Preisgestaltung im Endkundenmarkt abhängig \r\nvon den individuellen Beschaffungs- und Risikomanagementstrategien der Versorger ist und \r\neine unmittelbare Korrelation von Großhandels- und Endkundenpreisen unter Umständen nur \r\nschwer nachweisbar ist. Die Auswirkungen der Energiepreiskrise 2022 auf die Endkundentarife \r\nhat dies deutlich gezeigt. Je nach Grad und Anteil der Absicherung bzw. Spotbeschaffung sind \r\ndie Mitte 2022 aufgetretenen hohen Spotpreise sofort oder erst verzögert an die Endkunden \r\nweitergegeben worden. Gleichermaßen werden bei hohem Terminanteil der Beschaffung \r\nPreissenkungen am Großhandelsmarkt wie im Laufe des Jahres 2023 nur verzögert in den End\u0002kundenpreisen sichtbar. Daher ist bei der Umsetzung der Vorgabe aus der Richtlinie darauf zu \r\nachten, die Heterogenität des Energiemarktes, seiner Akteure und Beschaffungsstrategien \r\nentsprechend zu berücksichtigen, um nicht aufgrund unpräziser Annahmen zur Korrelation \r\nvon Großhandels- und Endkundenpreisen falsche Schlüsse über das Verhalten der Marktak\u0002teure zu ziehen.\r\n8.3 Zu § 41c - Vergleichsinstrumente bei Energielieferungen\r\nDie Regelung dient der Umsetzung des Art. 14 GasRL, der vorgibt, dass neben Strom auch für \r\nGas ein unabhängiges Vergleichsinstrument für Letztverbraucher bis zu 100.000 kW/h Jahres\u0002verbrauch zur Verfügung stehen muss. Die Regelung ist bei einer bürokratiearmen Umsetzung \r\nund wenn keine aufwändigen und teuren Pflichten zur Bereitstellung von Daten entstehen, \r\numsetzbar, dafür sollte hierbei eine schlanke Lösung gewählt werden. Da Tarife abhängig von \r\nden Netzentgelten in den jeweiligen Netzgebieten sind, Netzentgelte ggf. anlagenspezifisch \r\nreduziert sind und auch die Kosten für die Energie ggf. kundenspezifisch unterschiedlich sind \r\n(Beispiel Verbrauchsmenge etc.) könnten deutschlandweit bei zum Beispiel ca. 700 Netzgebie\u0002ten Gas und über 1.000 Tarifen für Gas eine nicht mehr beherrschbare Menge an kundenindi\u0002viduellen Tarifen zu vergleichen sein. Das würde, neben einer Einschränkung der Transparenz, \r\nauch die Anforderungen eines Portals an Datenerfassung, Datenmanagement und transpa\u0002rente Darstellung vor extreme Herausforderungen stellen und einen hohen Bürokratieauf\u0002wand bedeuten. Ebenso besteht eine hohe Wahrscheinlichkeit, dass künftig KI-gestützte Por\u0002tale klassische Vergleichsplattformen ablösen werden. Deshalb wäre aus Gründen des Büro\u0002kratieabbaus eine Änderung der Vorgaben der Strom- und Gasrichtlinien auf EU Ebene sinn\u0002voll, die die Entwicklung von KI-gestützten Lösungen zum Tarifvergleich antizipiert und nicht \r\nACHTUNG 1:1 UMSETZUNG ACHTUNG BÜROKRATIE\r\nSeite 63 von 75\r\nfür eine absehbar kurze Übergangszeit eine sehr teure und aufwändiges Vergleichsinstrument \r\nfordert. \r\n8.4 Zu § 43 – Erfordernis der Planfeststellung\r\n➢ Zu Absatz 2 – Freiwillige Planfeststellung für Gasleitungen unter DN 300\r\nDer BDEW begrüßt die neu eingefügte Möglichkeit einer freiwilligen Planfeststellung für Gas\u0002leitungen unter DN 300. Damit wird für Fernleitungen eine Regelungslücke geschlossen, die \r\nbislang in der Praxis regelmäßig Projektverzögerungen bedingte.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung sollte im weiteren Verfahren beibehalten werden.\r\n➢ Zu Absatz 4a – Bearbeitungsvorrang für Leitungsbauvorhaben\r\nDer BDEW begrüßt zudem die im neuen Absatz 4a eingefügte Regelung über einen Bearbei\u0002tungsvorrang von Leitungsbauvorhaben. Die Regelung kann zu einer zügigeren Bearbeitung \r\nder Vorhaben beitragen.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung sollte im weiteren Verfahren beibehalten werden.\r\n8.5 Zu § 43b - Aktualitätsvermutung für Umweltgutachten und Planfeststellungsfristen\r\n➢ Zu Absatz 4\r\nDer BDEW begrüßt, dass zukünftig die Aktualitätsvermutung von Gutachten gemäß § 43b \r\nAbs. 4 EnWG-E auch für Gasversorgungsleitungen und LNG-Anbindungsleitungen gelten soll. \r\nDie Beschränkung dieser Regelung auf nur einige der von § 43 EnWG erfassten Vorhabenarten \r\nwar nicht überzeugend.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung sollte im weiteren Verfahren beibehalten werden.\r\n➢ Zu Absatz 7\r\nDer BDEW begrüßt die Regelung über eine Frist zum Abschluss des Planfeststellungsverfah\u0002rens. Auch wenn die Vorgabe der Richtlinie nur die auch von der Umsetzungsvorschrift erfass\u0002ten Gasversorgungs- und LNG-Anbindungsleitungen erfasst, sollte die nationale Umsetzungs\u0002regelung sich nicht auf diese Vorhabenarten beschränken. Auch bei allen anderen von § 43 \r\nEnWG erfassten Vorhabenarten besteht ein Bedürfnis für schnellstmögliche Entscheidung, so \r\ndass die Fristenregelung auch für diese Vorhabenarten gelten sollte. \r\nSeite 64 von 75\r\nKritisch zu sehen ist die Festlegung der Frist von 24 bzw. 36 Monaten für den Abschluss des \r\nPlanfeststellungsverfahren. Hierdurch ist zu befürchten, dass im Vergleich zum Wasserstoff \r\nentsprechende Verfahren mit Verweis auf die unterschiedlichen Zeiten (Wasserstoffbeschleu\u0002nigungsgesetz (WassBG) = 1 Jahr, hier 2 bzw. 3 Jahre) zeitlich gestreckt werden. Ein Gleichlauf \r\nmit der Jahresregelung in § 43l Abs. 2 EnWG wäre daher zu begrüßen.\r\nZudem offenbart die Regelung einen Schwachpunkt der geltenden Regelungen des EnWG, in\u0002dem sie für den Beginn des Fristablaufs die Auslegung der Planunterlagen festlegt. Hier sollte \r\n– wie in anderen Verfahren, etwa nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) – auf \r\ndie Vollständigkeit der Unterlagen abgestellt werden. Dies erfordert allerdings, dass auch im \r\nEnWG eine entsprechende Regelung zur Vollständigkeit der Antragsunterlagen ergänzt wird. \r\nHierzu hat der BDEW bereits frühzeitig, beispielsweise in seinem Positionspapier zur Ausbau\u0002beschleunigung Stromverteilernetz (dort ab Seite 15), Vorschläge unterbreitet. \r\n› BDEW-Forderungen\r\nEine Frist für die Durchführung des Planfeststellungsverfahrens sollte beibehalten wer\u0002den. Die Frist sollte allerdings entsprechend den nach dem Wasserstoffbeschleunigungs\u0002gesetz für Wasserstoffleitungen geltenden Regelungen ebenfalls nur 12 Monate betra\u0002gen.\r\nDer Anknüpfungspunkt für den Fristbeginn sollte die Vollständigkeit der Planfeststel\u0002lungsunterlagen sein. \r\nEine Regelung zur Vollständigkeit der Planfeststellungsunterlagen sollte ergänzt werden.\r\n8.6 Zu § 46a - Auskunftsanspruch der Gemeinde im Konzessionsverfahren \r\nKonzessionsverfahren für Strom- und Gasnetze sind komplex und für Kommunen sowie Ener\u0002gieversorgungsunternehmen mit hohem Aufwand verbunden. \r\nEine Erleichterung im Sinne des Bürokratieabbaus kann in \r\n§ 46a EnWG geschaffen werden. Danach ist der bisherige Kon\u0002zessionsnehmer verpflichtet, der Kommune spätestens ein Jahr vor Bekanntmachung über das \r\nAuslaufen des Konzessionsvertrags eine Reihe von Daten herauszugeben. Die Regelung wird je \r\nnach Gemeinde unterschiedlich gehandhabt; teilweise wird § 46a EnWG aber so ausgelegt, \r\ndass die Datenherausgabe unaufgefordert erfolgen muss. Dies gilt auch dann, wenn es keinen \r\nDritten im gegenständlichen Verfahren gibt. \r\nFür den bisherigen Nutzungsberechtigten bedeutet diese Auslegung der gesetzlichen Anforde\u0002rung einen zusätzlichen Aufwand bzw. Personalbedarf für die Ermittlung und Bereitstellung \r\nder geforderten - teilweise manuell und stichtagsbezogen zu berechnenden - Netzdaten. \r\nSeite 65 von 75\r\nInsbesondere vor dem Hintergrund eines mangelnden Wettbewerbs um Gaswegenutzungs\u0002verträge führt die o.g. Auslegung zu keiner bedarfsgerechten Erstellung und anschließenden \r\nVerarbeitung der Netzdaten. \r\nAls Lösung bedarf es einer Klarstellung des gesetzlichen Rahmens, die dazu führt, dass Netzda\u0002ten vom bisherigen Nutzungsberechtigten immer erst dann zur Verfügung gestellt werden \r\nmüssen, wenn diese durch Anforderung der Gemeinde im gegenständlichen Verfahren not\u0002wendig sind. Der bisherige Nutzungsberechtigte ist nach wie vor gegenüber der Gemeinde zur \r\nHerausgabe der Netzdaten verpflichtet. Würde dieser die Netzdaten jedoch nur dann zur Ver\u0002fügung stellen müssen, wenn die Gemeinde hierfür eine Notwendigkeit sieht, führe dieses \r\nVorgehen in vielen Fällen zu verkürzten und vereinfachten Konzessionierungsverfahren. Die \r\nGemeinde behielte ihre gemäß § 46 Abs. 3 Satz 1 EnWG ohnehin zugewiesene initiierende und \r\nleitende Rolle im Verfahren inne. \r\n8.7 Zu Artikel 3 - Änderung des Bundesberggesetzes \r\n8.7.1 Zu § 54 - Zulassungsverfahren\r\nNachdem im Wasserstoffbeschleunigungsgesetz mit § 35h Abs. 8 EnWG eine regulatorische \r\nVorgabe zur unbürokratischen Umwidmung von Gasspeichern in Wasserstoffspeicher geschaf\u0002fen wird, befürwortet es der BDEW, dass mit § 54 BbergG nun auch eine unkomplizierte Um\u0002widmung der Speicher im Genehmigungsrecht – über ein Anzeigeverfahren – geschaffen wird. \r\nDie Regelung ist zu begrüßen.\r\nDa § 54 BBergG allerdings die Verfahrensbeteiligung Dritter regelt und auf Untergrundspei\u0002cher nach § 126 Abs. 1 BBergG lediglich entsprechend anzuwenden ist, während der neue Ab\u0002satz 2a die Betriebspläne betrifft und sich ausdrücklich nur auf Untergrundspeicher von Erdgas \r\nbezieht, wäre es aus systematischer Sicht besser, diese Regelung in § 126 BBergG aufzuneh\u0002men.\r\n› BDEW-Forderung\r\nDie Regelung sollte im weiteren Verfahren beibehalten werden. Wir empfehlen jedoch, \r\nden neuen Absatz in § 126 BBergG anstatt in § 54 BbergG aufzunehmen.\r\nDaneben begrüßt der BDEW, dass für die Umwidmung von Erdgasspeichern zu Wasser\u0002stoffspeichern ein vereinfachtes Verfahren gilt. Die bestehende Genehmigung bleibt be\u0002stehen, sofern die Behörde nicht innerhalb von drei Monaten einen neuen Betriebsplan \r\nverlangt. Der BDEW spricht sich hier jedoch dafür aus, das Verlangen der Behörde um \r\neine Begründungspflicht zu erweitern. \r\n› BDEW-Forderung\r\nSeite 66 von 75\r\nNach § 54 Absatz 2 BbergG wird der folgende Absatz 2a eingefügt:\r\n„(2a) Ein Betriebsplan für die Untergrundspeicherung von Erdgas gilt auch für die Unter\u0002grundspeicherung von Wasserstoff, wenn der Betreiber des Untergrundspeichers der zu\u0002ständigen Behörde die geplante Umwidmung des Untergrundspeichers anzeigt und die \r\nzuständige Behörde nicht innerhalb von drei Monaten nach Anzeige die Vorlage eines \r\noder mehrerer neuer Betriebspläne verlangt und dieses Verlangen eingehend begrün\u0002det.“ \r\nIm Übrigen weist der BDEW darauf hin, dass die aktuell unzureichende Regulierung des Stillle\u0002gungsprozesses bzw. Umwidmung von Erdgas- auf Wasserstoffspeicher nach 35h EnWG hin\u0002sichtlich der Bewertungskriterien, der Dauer des Prozesses und der Entschädigungsregelun\u0002gen, einer Präzisierung und Konkretisierung bedürfen. \r\n8.7.2 Zu § 126 - Untergrundspeicherung\r\nDie Regelung einer Frist für die Zulassung eines Betriebsplans für Untergrundspeicher ist zu \r\nbegrüßen. Auch hier könnte jedoch darüber nachgedacht werden, den Fristbeginn nicht erst \r\nauf den Beginn der Auslegung der Unterlagen festzulegen. Vielmehr wäre auch hier eine Voll\u0002ständigkeitsregelung, wie sie mittlerweile in zahlreichen Regelungen besteht (BImSchG, \r\nWassBG etc.) auch für diese Verfahren im Bergrecht zu verankern und die Frist mit Vollstän\u0002digkeit der Antragsunterlagen beginnen zu lassen (siehe hierzu auch oben zu § 43b Absatz 7 \r\nEnWG). Dass zudem nicht zwischen verschiedenen Betriebsplantypen unterschieden wird, \r\nkann in der Praxis die falschen Signale setzen: \r\n Schon für Rahmenbetriebspläne und Hauptbetriebspläne (und perspektivisch Ab\u0002schlussbetriebspläne), die Wasserstoff (geregelt in § 57e BbergG) oder Erdgas (nach \r\n§ 126 BbergG) erstmals behandeln, ist eine Bearbeitungsfrist von zwei Jahren und \r\nggfs. sogar drei Jahren deutlich zu lang. Hier wäre es angemessener, dies auf ein Jahr \r\nmit ggfs. drei Monaten begründeter Verlängerung zu reduzieren. Dies würde den ge\u0002wünschten Hochlauf der Speicherkapazitäten entsprechend um gut ein Jahr be\u0002schleunigen können.\r\n• Für Sonderbetriebspläne und Folge-Hauptbetriebspläne sind Bearbeitungsfristen von \r\nbis zu drei Jahren deutlich zu lang. Hauptbetriebspläne haben in der Regel eine Lauf\u0002zeit von zwei Jahren. Die Bearbeitungsfrist überschreitet damit häufig die Laufzeit \r\ndes Betriebsplans. D.h., dass vom Unternehmen in der Regel neben dem nächsten \r\nauch bereits der übernächste Hauptbetriebsplan bereits beantragt werden müsste, \r\nbevor der aktuelle überhaupt ausläuft. Dies führt zu erheblichen und unnötigen Be\u0002lastungen für das Unternehmen und die Behörde. \r\nSeite 67 von 75\r\n• Sonderbetriebspläne sind in der Regel von geringem Umfang für konkrete Einzelas\u0002pekte. Hier sind Bearbeitungszeiten von wenigen Wochen üblich. Längere Bearbei\u0002tungszeiten würden eine effektive Umsetzung der Sonderbetriebspläne verhindern. \r\nFür diese Fälle eine maximale Bearbeitungsfrist von mehreren Jahren vorzusehen, \r\nsetzt das falsche Signal.\r\n› BDEW-Forderungen\r\nDie Frist für die Durchführung des Betriebsplanverfahrens sollte beibehalten werden. \r\nDie Frist sollte auf ein Jahr verkürzt werden. Für Sonderbetriebspläne sollte ein Hinweis \r\naufgenommen werden, dass die vorgegebene Frist das Maximum der Bearbeitung dar\u0002stellt und in der Regel eine Zulassung schneller erfolgen sollte.\r\nDer Anknüpfungspunkt für den Fristbeginn sollte die Vollständigkeit der Genehmigungs\u0002unterlagen sein. \r\nEine Regelung zur Vollständigkeit der Genehmigungsunterlagen sollte ergänzt werden.\r\n9 Rechtsklarheit schaffen\r\n9.1 Zu § 114 - Verbot langfristiger Verträge über die Lieferung von fossilem Gas\r\nIn § 114 EnWG-E wird das Verbot langfristiger Verträge über die Lieferung von fossilem Gas \r\nnach 2049 eingeführt. Es ist aktuell nicht absehbar, wie lange Erdgas in Deutschland benötigt \r\nwird, aber es ist wahrscheinlich, dass Erdgas noch sehr lange im Energiemix zur Gewährleis\u0002tung der Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit von Energie in der Transformation benötigt \r\nwird. \r\nDurch den neuen Zusatz in Absatz 2, gelten nun strengere Regeln für Gaslieferverträge für\r\nLetztverbraucher in Deutschland als zuvor vorgesehen. Diese sollen nicht länger als 2044 lau\u0002fen dürfen, außer das entstehende CO₂ wird komplett abgeschieden und gespeichert oder ge\u0002nutzt. Auch wenn der CCS/CCU-Anreiz willkommen ist, sind auch weitere Verfahren/Technolo\u0002gien zur Emissionsreduktion anzuerkennen, so wie es die englische Fassung der GasRL vor\u0002sieht. Der Regierungsentwurf geht deshalb über die Vorgaben der Richtlinie hinaus, indem der \r\nBegriff „unabated fossil gas“ nicht zutreffend übersetzt wird, sondern inhaltlich verschärft als \r\nzwingende CCS/CCU-Sicherstellungspflicht umgesetzt wird. Diese Fehlübersetzung führt zu ei\u0002ner nicht nötigen Ausweitung des Anwendungsbereichs und damit zu einer Verschärfung ge\u0002genüber dem EU-Recht. In diesem Zusammenhang ist die Frage nach der Notwendigkeit der \r\nkompletten CO2-Abscheidung und -Speicherung oder -Nutzung zu hinterfragen, wenn doch \r\nkohlenstoffarme Gase erlaubt sind, die sich schlussendlich der gleichen Technologie bedienen.\r\nDie Option Emissionsreduktionsverfahren/-technologien zu erlauben, erscheint auch vor der \r\nSeite 68 von 75\r\naktuell diskutierten Nutzung von Carbon Credits zur Erreichung der Klimaschutzziele auf EU\u0002Ebene relevant und sinnvoll.\r\nZudem sorgt die kürzere Laufzeit und das frühere Verbot für eine inkonsistente Regelung, \r\nauch in Hinblick auf die national geführte Diskussion um eine Grüngasquote, und der sog.\r\n„Bio-Treppe“ im zukünftigen Gebäudemodernisierungsgesetz. Der Absatz 2 nennt nicht nur \r\n„langfristige“ Verträge, sondern statuiert ab 2045 de facto ein Verbot von Gaslieferverträgen \r\nmit Letztverbrauchern, unabhängig von der Laufzeit des Vertrages. Die Einschränkung auf \r\nlangfristige Lieferverträge ist hier, im Gegensatz zu § 114 Abs.1 Satz 2 EnWG gerade nicht ent\u0002halten. Die Regelung in Absatz 2 kann zu einer Versorgungslücke auch für große Industrieab\u0002nehmer und Gaskunden führen, wenn Wasserstoff, Biomethan oder CCS nicht im ausreichen\u0002den Maße vorhanden sind. Eine Notwendigkeit des Verbotes zum jetzigen Zeitpunkt ist dem\u0002entsprechend kritisch zu sehen. Auch der Absatz 2 greift zu weit, da der englische Originaltext \r\nweitere Emissionsvermeidungstechnologien zulässt und die frühere Frist Verwerfungen auf \r\ndem europäischen Binnenmarkt verursachen kann. Zudem stünde eine frühere Frist dem Ziel \r\nder Entbürokratisierung entgegen. Der Absatz 2 ist entsprechend zu streichen. \r\nDie Einschränkung in Absatz 1, dass dies nur für Lieferungen an Abnehmer in Deutschland gilt,\r\nist richtig, weil sich die EU-Richtlinie offensichtlich nur auf die Gasversorgung und den Netzzu\u0002gang innerhalb der EU bezieht und die nationale Umsetzung nicht außerhalb der deutschen\r\nGrenzen Anwendung finden kann. Lieferverträge über Mengen, die gar nicht für den Import \r\nnach Deutschland vorgesehen sind, können von dieser Regelung nicht umfasst werden. Dem\u0002entsprechend sollte dies klargestellt werden, um auch Lieferungen, deren Verwendung bei \r\nVertragsabschluss offenbleiben, nicht von der Regelung zu umfassen. \r\nDer BDEW begrüßt die Erläuterungen zu § 114 EnWG-E zum Teil. Dies gilt insbesondere für die \r\nKlarstellung, dass erneuerbare Gase und kohlenstoffarme Gase sowie Wasserstoff von der Re\u0002gelung ausgenommen sind. Der vorgelegte Entwurf für die Umsetzung der entsprechenden \r\nRegelung aus der GasRL wirft allerdings noch nachfolgende Fragen auf.\r\nEs ist nicht klar, welche Mengen Kohlendioxid zu kompensieren bzw. zu speichern sind. Es \r\nkann davon ausgegangen werden, dass es sich um die in den jeweiligen Vorketten entstehen\u0002den Kohlendioxidemissionen für z.B. Produktion, Aufbereitung, Verflüssigung, Transport und \r\nRegasifizierung handelt. Dann wäre aber unklar, inwieweit kohlenstoffarmer Wasserstoff, der \r\nvon der Regelung ausgenommen ist, von fossilem Gas mit Emissionsreduktionstechnologien \r\nunterschieden würde, insbesondere wenn u.U. kohlenstoffarmes Gas eine weniger strikte Re\u0002duktion von Kohlendioxidemissionen einzuhalten hätte. Daher wäre eine Klarstellung im Ge\u0002setzestext oder durch spätere Verordnungen angebracht, die die zu kompensierende Menge \r\nan Kohlendioxid definiert. \r\nSeite 69 von 75\r\nZudem ist nicht eindeutig, ob neue, langfristige Verträge, die über den 31. Dezember 2049 \r\nhinausgehen, bereits mit Inkrafttreten der Novelle einen Nachweis über eine – ggf. vorerst nur \r\ngeplante – Kompensation der Kohlendioxidemissionen erbringen müssen, oder ob – was ein\u0002deutig vorzugswürdig wäre – solche Verträge weiterhin abgeschlossen werden dürfen und \r\nerst ab dem 1. Januar 2050 einen Nachweis über die entsprechende Kompensation, Speiche\u0002rung oder Nutzung des Kohlendioxids vorlegen müssen. \r\nDer BDEW weist außerdem darauf hin, dass es im EnWG keine Legaldefinition von fossilem\r\nGas gibt. Hieraus können sich Unsicherheiten bezüglich des konkreten Anwendungsbereichs \r\nder Norm ergeben. \r\n› BDEW-Forderungen\r\n§ 114 EnWG-E Absatz 1 ist um die folgenden Änderungen zu ergänzen:\r\n„(1) Marktteilnehmer dürfen über die Lieferung von fossilem Gas keine Verträge mit ei\u0002ner Laufzeit von mehr als einem Jahr über den 31. Dezember 2049 hinaus abschließen, \r\nsofern die Abscheidung und dauerhafte Speicherung von Kohlendioxid oder dessen roh\u0002stoffliche Nutzung oder eine anderweitige Kompensation der mit der Lieferung verbun\u0002denen Scope 3 Kohlendioxidemissionen ab dem 1. Januar 2050 nicht sichergestellt wer\u0002den kann und der Vertrag eine Lieferung an Abnehmer ausschließlich in Deutschland \r\nzulässt.“\r\n§ 114 Absatz (2) EnWG-E ist zu streichen.\r\nEin Verbot der Abschlüsse von langfristigen Gaslieferverträgen ab 2049, welche zudem aktuell \r\ndurch Anforderungen der EU-Methanverordnung bereits erheblichen Unsicherheiten ausge\u0002setzt sind, wird das Zustandekommen ebensolcher bis dahin zusätzlich erschweren. Dies kann \r\nsich negativ auf die Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit der EU auswirken. \r\nLangfristige Verträge sind nicht nur für die Versorgungssicherheit wichtig, sondern wirken \r\nsich auch langfristig kostensenkend aus und reduzieren die Volatilität der Energiepreise. Der \r\nAbschluss kürzerer und kurzfristigerer Verträge ist auf Dauer entsprechend mit höheren Prei\u0002sen und höherer Preisvolatilität verbunden. \r\nDie Umsetzung sollte daher möglichst flexibel erfolgen. Entscheidend ist, die realistische Ver\u0002fügbarkeit von Alternativen (grüner und blauer Wasserstoff bzw. CCS/CCU-Technologie) in die \r\nUmsetzung einzubeziehen. \r\n9.2 Zu § 3 – Begriffsbestimmungen\r\nAuch wenn der Gesetzentwurf an einigen Stellen bereits an den jeweils richtigen Begriff ange\u0002passt wurde, weist der BDEW weiterhin darauf hin, dass der Regierungsentwurf insgesamt auf \r\nSeite 70 von 75\r\ndie richtige Verwendung des zutreffenden Begriffs „Gas“ anstelle von „Erdgas“ zu prüfen ist. \r\nDies ist nach wie vor nicht an allen Stellen erfolgt. Auch die weiteren Begrifflichkeiten enthal\u0002ten Unklarheiten, Inkonsistenzen und Widersprüchlichkeiten. Der BDEW bittet um eine grund\u0002legende Überprüfung.\r\nDas gilt auch für Artikel 2 des Entwurfs (Änderung des Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschrän\u0002kungen).\r\n9.2.1 Ein- und Ausspeisekapazität\r\nDie präzisen Definitionen der Ein- und Ausspeisekapazität in Nummer 4 und Nummer 29 so\u0002wie die Aufnahme der Maßeinheit „Normkubikmeter“ in die beiden Begriffsbestimmungen \r\nsind zu begrüßen.\r\n9.2.2 Zu Nummer 42a „erneuerbares Gas“\r\nDer bislang unter § 3 Nr. 10g EnWG definierte Begriff „Biogas“ wird nunmehr durch den Be\u0002griff „erneuerbares Gas“ ersetzt. Zusätzlich führt der Gesetzesentwurf die Begriffe „Kohlen\u0002stoffarmes Gas“ und „Kohlenstoffarmer Wasserstoff“ ein. Die Übernahme dieser Begriffe ist \r\neuroparechtlich angezeigt. \r\nDie Begriffsbestimmung für „erneuerbares Gas“ umfasst laut Nummer 42a unter anderem „Bi\u0002ogas im Sinne des Artikels 2 Nummer 28 der Richtlinie (EU) 2018/2001 in der Fassung vom \r\n13. Juni 2024“. Gemäß Art. 2 Nr. 28 Richtlinie (EU) 2018/2001 fallen unter den Begriff „Bio\u0002gas“ „gasförmige Kraft- und Brennstoffe, die aus Biomasse hergestellt werden“. Der Rechts\u0002klarheit halber stellt sich die Frage, ob neben der bloßen Verweisung auf die Erneuerbaren \r\nEnergien Richtlinie diese Definition direkt in die nationale Begriffsbestimmung überführt wer\u0002den könnte. \r\nIn diesem Zusammenhang wäre auch zu erwägen, eine eigene Begriffsdefinition für Biogas \r\neinzufügen. Denn bereits erlassene Festlegungen der BNetzA knüpfen an den Biogasbegriff \r\ndes EnWG an, ohne dass dies im Widerspruch zum Europarecht stünde (siehe z.B. Rz. 28 der \r\nBegründung der Festlegung BK7-24-0010 „ZuBio“). Gleiches gilt für die noch fortlaufenden Re\u0002gelungen zu Biogas in der GasNEV sowie in § 118 Abs. 4 EnWG. \r\nHinweisen möchte der BDEW auch auf ein Missverständnis im Zusammenhang mit der deut\u0002schen Sprachfassung der Erneuerbaren Energien Richtlinie, die den Begriff „fuel\" verwendet, \r\nder sowohl Kraftstoff als auch Brennstoff bedeuten kann, aus der maßgeblichen englischen \r\nSprachfassung jedoch zu eng mit \"Kraftstoff\" übersetzt wurde. Neben Art. 2 Nr. 36 Richtlinie \r\n(EU) 2018/2001 ist daher auch Art. 2 Nr. 22a Richtlinie (EU) 2018/2001 zu beachten, die in der \r\ndeutschen Fassung klarstellt, dass „renewable fuel\" sowohl \"erneuerbare Kraftstoff\" als auch \r\nSeite 71 von 75\r\n\"erneuerbarer Brennstoff\" bedeuten kann. Der BDEW schlägt daher vor, klarzustellen, dass \r\n\"erneuerbare Kraftstoffe nicht biogenen Ursprungs\" ein gängiger Ausdruck ist, der die Ver\u0002wendung als Brennstoff (energiesteuerlich: Kraftstoff oder Heizstoff) umfasst.\r\nIm Weiteren wäre zu überlegen, eine Begriffsbestimmung für „Biomethan“ in das EnWG auf\u0002zunehmen. Die Begriffsbestimmung für „erneuerbares Gas“ umfasst, wie aufgezeigt, Biogas \r\n„einschließlich solches, das zu Biomethan aufbereitet wurde“. Biomethan bezeichnet „durch \r\ntechnische Aufbereitung getrocknetes, entschwefeltes und von Kohlendioxid getrenntes Bio\u0002gas“. An diesen Begriff ließen sich sodann auch etwaige Privilegierungen, z.B. hinsichtlich des \r\nNetzanschlusses von „Biomethanerzeugungsanlagen“ nach § 17 Abs. 1b EnWG-E knüpfen. \r\n9.2.3 Zu den entflechtungsrelevanten Nummern 10b, 10e und 10g, sowie 37, 38, 39f, 39h \r\nund 39i \r\nHinsichtlich der mit der Entflechtung zusammenhängenden Begriffsdefinitionen ergeben sich \r\nverschiedene Interpretationsfragen. Dies gilt unter anderem für die Nutzung des Wortes \r\n„Transport“ und des Wortes „Verbindungsleitungen“ in den Begriffsbestimmungen.\r\nNach der Nummer 10b, die unverändert bleibt, übernehmen Betreiber von Wasserstoffnetzen \r\ndie Aufgabe des Transports und der Verteilung von Wasserstoff. Betreiber von Wasserstoff\u0002verteilernetzen sind dabei Personen, die die Verteilung übernehmen (neue Nummer 10g). Die \r\nVerteilung nach Nummer 37 ist definiert als Transport von Wasserstoff. Für den „Transport“ \r\nvon Wasserstoff ist allerdings definitionsgemäß wieder der Wasserstofftransportnetzbetreiber \r\nnach Nummer 39f verantwortlich, nicht der Wasserstoffverteilernetzbetreiber. Dasselbe gilt \r\nfür Nummer 39i, der ein Wasserstoffverteilernetz als ein Wasserstoffnetz für den örtlichen \r\noder regionalen „Transport“ von Wasserstoff definiert.\r\nDiese Verwirrung könnte vermieden werden, wenn die Wasserstofffernleitung, wie in der Gas\u0002binnenmarktrichtlinie angelegt, auch als solche bezeichnet würde und nicht als „Transport“. \r\nDer Begriff „Transport“ umfasst traditionell sowohl die Verteilung als auch die Fernleitung. \r\nWenn die Fernleitung von Wasserstoff weiter als „Wasserstofftransport“ bezeichnet werden \r\nsoll, wäre eine begriffliche Unterscheidung z.B. in dem Begriff „Transport“ für die Fernleitung \r\nvon Wasserstoff und „Transportieren“ für die Verteilung sinnvoll. Alternativ könnte der Begriff \r\n„Transport“ im Zusammenhang mit der Fernleitung von Wasserstoff auch als „Wasserstoff\u0002fernleitung“ bezeichnet werden. Der Begriff „Wasserstofftransport“ kommt im Gesetz auch in \r\nNummer 38 vor und wäre an dieser Stelle zu ändern. Neben den Begriffsbestimmungen wird \r\nder Begriff „Wasserstofftransport“ nur in § 6b und in § 28k Abs. 1 EnWG-E verwendet. An bei\u0002den Stellen könnte er parallel zu den Begriffen aus dem Gasbereich durch den Begriff „Was\u0002serstofffernleitung“ ersetzt werden. Dann müsste eine entsprechende Erweiterung in § 3 \r\nNr. 19 EnWG-E auf Wasserstoff vorgenommen werden. Der Begriff \r\nSeite 72 von 75\r\n„Wasserstofftransportnetz“ könnte dagegen unverändert bleiben, da über die Definition der \r\nBetreiberbegriffe eine entsprechende Klarstellung erfolgt.\r\nDarüber hinaus nutzen die Begriffsdefinitionen an verschiedenen Stellen den Begriff „Verbin\u0002dungsleitung für Wasserstoff“, obwohl der Begriff „Verbindungsleitung“ (im Sinne eines \r\nGrenzübergangspunktes) in Nummer 34 bereits legal definiert und um „Wasserstoff“ ergänzt \r\nist. Daher führt die Erweiterung „für Wasserstoff“ zu der Frage, ob ggf. noch andere als die in \r\nNummer 34 definierten Verbindungsleitungen gemeint sein könnten. Dies ist auch deswegen \r\nwichtig, weil nicht jede Leitung, die ein oder mehrere Netze „verbindet“ und damit zu einem \r\nvermaschten Netz führt, auch eine Verbindungsleitung im Sinne des EnWG bzw. der Gasbin\u0002nenmarktrichtlinie ist. Daher sollte der Zusatz „für Wasserstoffnetze“ in Nummer 39f jeweils \r\ngestrichen werden. Die Regelung ist trotzdem klar genug, da eine Verbindungsleitung für Gas \r\n– über die Gas geleitet wird – nicht zwei Wasserstoff(fern)leitungsnetze verbindet. \r\nAußerdem sollte zu Nummer 37 klargestellt werden, dass ein Wasserstoffverteilernetz auch \r\nvorliegen kann, wenn zwar ein Grenzkopplungspunkt vorhanden ist, über die Leitung aber nur \r\nregional Wasserstoff geleitet wird, wie dies in Erwägungsgrund 79 der Gasbinnenmarktrichtli\u0002nie angelegt ist. Eine solche Leitung dient auch nicht dem Zweck, die nationalen Wasserstoff\u0002netze von Mitgliedsstaaten zu verbinden. Entgegen vorgenanntem Erwägungsgrund 79 wird in \r\nder Gesetzesbegründung derzeit nämlich ausgeführt, dass ein Wasserstoffnetz mit Grenzkopp\u0002lungspunkt definitorisch ein Wasserstofftransportnetz sei. Mit Blick auf die Definition des \r\nFernleitungsnetzbetreibers in Nummer 5 mag dies korrekt sein, in der Definition des Wasser\u0002stofftransports in Nummer 39f findet der Grenzkopplungspunkt jedoch ausdrücklich und in \r\nrichtlinienkonformer Umsetzung keine Erwähnung. Ein Wasserstoffverteilernetz darf außer\u0002dem nicht mit oder mit zwei oder mehr Wasserstoffverbindungsleitungen verbunden sein \r\n(Art. 2 Nr. 24 GasRL), umgesetzt in Nummer 39f lit b) als Bestandteil der Definition des Was\u0002serstofftransports. Hier bedarf es zwingend einer Klarstellung dahingehend, dass dieses Krite\u0002rium nicht bereits dann erfüllt sein kann, wenn ein Verteilernetz, welches der örtlichen bzw. \r\nregionalen Verteilung und Ausspeisung dient, zwei Übernahmestationen zu Verbindungslei\u0002tungen zwecks Entnahme von Wasserstoff aufweist. Die Notwendigkeit der Klarstellung wird \r\ninsbesondere mit Blick auf die heutige Struktur des Gasnetzes klar, wo etliche Gasverteiler\u0002netzbetreiber zwei oder mehr Übernahmestationen zu Fernleitungsnetzbetreibern haben. Es \r\nist nicht schlüssig, weshalb Wasserstoffverteilernetzbetreiber auf eine Übernahmestation mit \r\neiner Verbindungsleitung beschränkt sein sollten. \r\nDarüber hinaus sollte klargestellt werden, dass keine direkte Verbindung vorliegt, wenn zwi\u0002schen dem Terminal oder dem Speicher oder der Wasserstoffverbindungsleitung und dem \r\nWasserstoffverteilernetz ein anderer Betreiber tätig ist oder der Anschluss nicht direkt an die \r\nWasserstoffverbindungsleitung erfolgt. \r\nSeite 73 von 75\r\nDes Weiteren ist überlegenswert, anstelle des Begriffs „Versorgung“ für die Definitionen in al\u0002len Sektoren, die sich auf Netze beziehen, einheitlich den Begriff „Belieferung“ zu verwenden. \r\n„Belieferung“ wird beispielsweise auch in der Begriffsbestimmung für „Übertragung“ verwen\u0002det und verdeutlicht die Abgrenzung des Netzbereichs vom Vertriebsbereich besser als der \r\nBegriff „Versorgung“, der nach der Definition im EnWG auch den Betrieb eines Netzes um\u0002fasst. Dann könnte auch das Wort „selbst“ gestrichen werden, da sich dies ursprünglich auf \r\ndie doppelte Nennung des Wortes „Versorgung“ bezieht: „Versorgung ermöglichen… aber \r\nnicht die Versorgung selbst“.\r\nEs sollte auch klargestellt werden, dass die Umwidmung, bzw. Umstellung auch nach dem ge\u0002nannten Zeitpunkt erfolgt sein kann. Ein Netz ist auch dann als teilweise umgewidmet oder \r\numgestellt anzusehen, wenn die Umstellung nicht den überwiegenden Teil des Netzes betrifft, \r\ndieser Teil aber eine erhebliche Bedeutung für das Netz des Netzbetreibers hat.\r\nIn der Begriffsdefinition des vertikal integrierten Unternehmens sollte auch erwogen werden \r\nden Begriff „Erdgas“ ggf. durch den Begriff „Gas“ zu ersetzen, um auch Gas zu erfassen, das \r\nhauptsächlich aus Methan besteht.\r\nDie vorgeschlagene Präzisierung des Begriffs „Wasserstoffterminal“ unter § 115a ist erforder\u0002lich, um Auslegungsunsicherheiten zu vermeiden und Systemgrenzen sicher zu bestimmen. \r\nDer geltende Wortlaut lässt bislang offen, ob bereits einzelne Funktionen, spezifisch die Um\u0002wandlung, für eine Qualifizierung ausreichen, was in der Praxis zu Fehlklassifizierungen führen \r\nkann, etwa bei industriellen Umwandlungsanlagen wie Crackern ohne eigene Entlade- oder \r\nterminaltypische Funktion. Die Klarstellung gewährleistet eine sachgerechte Abgrenzung, er\u0002höht die Investitions- und Planungssicherheit und sichert eine konsistente regulatorische Ein\u0002ordnung.\r\n› BDEW-Forderungen\r\nDer BDEW schlägt deshalb folgende Anpassungen von § 3 EnWG-E vor:\r\n„20. Betreiber von Wasserstofftransportnetzen\r\nnatürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbstständige Organisationsein\u0002heiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe des Wasserstofftrans\u0002ports der Wasserstofffernleitung wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, \r\ndie Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau eines Wasserstofftransportnetzes,\r\n20b. Betreiber von Wasserstoffverteilernetzen \r\nnatürliche Personen oder juristische Personen oder rechtlich unselbständige Organisati\u0002onseinheiten eines Energieversorgungsunternehmens, die die Aufgabe der Verteilung \r\nvon Wasserstoff wahrnehmen und verantwortlich sind für den Betrieb, die Wartung \r\nSeite 74 von 75\r\nsowie erforderlichenfalls den Ausbau des Wasserstoffverteilernetzes in einem bestimm\u0002ten Gebiet und gegebenenfalls der Verbindungsleitungen Leitungen, die das Wasser\u0002stoffverteilernetz mit anderen Netzen verbinden,“. \r\n„45. Fernleitung\r\nder Transport von Erdgas durch ein Hochdruckfernleitungsnetz, mit Ausnahme von vor\u0002gelagerten Rohrleitungsnetzen, um die Versorgung von Kunden zu ermöglichen, jedoch \r\nnicht die Versorgung Belieferung der Kunden sowie die Wasserstofffernleitung nach \r\nNr. 116,“\r\n„108. Verteilung\r\nder Transport von Elektrizität mit hoher, mittlerer oder niederer Spannung über Elektrizi\u0002tätsverteilernetze oder der Transport von Gas über örtliche oder regionale Leitungsnetze \r\noder der Transport das Transportieren von Wasserstoff über örtliche oder regionale Lei\u0002tungsnetze, um die Versorgung von Kunden zu ermöglichen, jedoch nicht die Belieferung \r\nder Kunden selbst; der Verteilung von Gas oder Wasserstoff dienen auch solche Netze, \r\ndie über Grenzkopplungspunkte verfügen, über die ausschließlich ein anderes, nachgela\u0002gertes Netz aufgespeist wird,“\r\n„115a Wasserstoffterminal“\r\nEine Anlage\r\na) zur Entladung und daran anschließenden Umwandlung von flüssigem Wasserstoff \r\noder flüssigem Ammoniak in gasförmigen Wasserstoff für die Einspeisung in das \r\nWasserstofftransportnetz oder Wasserstoffverteilernetz oder das Gasversorgungs\u0002netz oder\r\nb) zur Verflüssigung und Verladung von gasförmigem Wasserstoff, einschließlich Hilfs\u0002diensten und vorübergehender Speicherung, die für den Umwandlungsprozess und \r\ndie anschließende Einspeisung in das Wasserstofftransportnetz oder Wasserstoffver\u0002teilernetz erforderlich sind, jedoch mit Ausnahme der zu Speicherzwecken genutzten \r\nTeile von Wasserstoffterminals,“\r\n„116.Wasserstofftransportfernleitung\r\nder Transport von Wasserstoff, jedoch nicht die Versorgung Belieferung der Kunden \r\nselbst, durch ein Hochdruckleitungsnetz, mit Ausnahme von vorgelagerten Rohrleitungs\u0002netzen, um die Versorgung Belieferung von Kunden zu ermöglichen, sofern das Hoch\u0002druckleitungsnetz \r\na) in erster Linie dem Transport von Wasserstoff zu anderen Wasserstoffnetzen, Wasser\u0002stoffspeicheranlagen oder Wasserstoffterminals dient oder \r\nSeite 75 von 75\r\nb) Verbindungsleitungen für Wasserstoff oder Wasserstoffverbindungsleitungen mit \r\nDrittstaaten umfasst oder direkt mit Wasserstoffspeicheranlagen, Wasserstoffterminals \r\noder zwei oder mehr Verbindungsleitungen für Wasserstoff oder Wasserstoffverbin\u0002dungsleitungen mit Drittstaaten verbunden ist,“ \r\n„116b. Wasserstoffversorgungsnetze \r\nalle Wasserstofftransportnetze, Wasserstoffverteilernetze, Wasserstoffterminals oder \r\nWasserstoffspeicheranlagen, die für den Zugang zur Wasserstofftransportfernleitung, \r\nzur Verteilung und zu Wasserstoffterminals oder Wasserstoffspeicheranlagen erforder\u0002lich sind und die einem oder mehreren Energieversorgungsunternehmen gehören oder \r\nvon ihm oder von ihnen betrieben werden, einschließlich Wasserstoffnetzpufferung und \r\nseiner Anlagen, die zu Hilfsdiensten genutzt werden, und der Anlagen verbundener Un\u0002ternehmen, \r\n116c. Wasserstoffverteilernetz\r\nein Wasserstoffnetz für den die örtlichen oder regionalen Transport Verteilung von Was\u0002serstoff mit einem hohen Reinheitsgrad, das in erster Linie der Lieferung an direkt an das \r\nNetz angeschlossene Kunden dient, dabei sind solche Netze ausgenommen, die direkt mit \r\nWasserstoffspeicheranlagen oder Wasserstoffterminals verbunden sind, es sei denn, das \r\nbetreffende Netz war zum 4. August 2024 ein Verteilernetz für Gas und wurde teilweise \r\noder vollständig auf die Verteilung den Transport von Wasserstoff umgestellt,“.\r\n„109. vertikal integriertes Unternehmen\r\nein Unternehmen oder eine Gruppe von Elektrizitäts- oder Gasunternehmen, die im Sinne \r\ndes Artikels 3 Absatz 2 der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 des Rates vom 20. Januar 2004 \r\nüber die Kontrolle von Unternehmenszusammenschlüssen (ABl. L 24 vom 29.1.2004, S. 1) \r\nmiteinander verbunden sind, wobei das betreffende Unternehmen oder die betreffende \r\nGruppe im Elektrizitätsbereich mindestens eine der Funktionen Übertragung oder Vertei\u0002lung und mindestens eine der Funktionen Erzeugung oder Vertrieb von Elektrizität, im \r\nErdgasbereich mindestens eine der Funktionen Fernleitung, Verteilung, Betrieb einer \r\nLNG-Anlage oder Speicherung und gleichzeitig eine der Funktionen Gewinnung oder Ver\u0002trieb von Erdgas wahrnimmt oder im Wasserstoffbereich mindestens eine der Funktionen \r\nWasserstofftransportfernleitung, Verteilung, Betrieb eines Wasserstoffterminals oder \r\nWasserstoffspeicherung und gleichzeitig eine der Funktionen Erzeugung oder Vertrieb \r\nvon Wasserstoff wahrnimmt,“ "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[{"code":"RG_BT_MEMBERS_OF_PARLIAMENT","de":"Mitglieder des Bundestages","en":"Members of parliament"}],"federalGovernment":[]},"sendingDate":"2026-05-18"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024699","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Datenschutz-Grundverordnung im Rahmen des Digitalen Omnibus","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/6c/ed/744526/Stellungnahme-Gutachten-SG2605290010.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":" \r\n \r\n \r\nGemeinsame Verbände- \r\nStellungnahme zum  \r\ndatenschutzrechtlichen Teil des \r\nDigitalen Omnibus \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\nDie Empfehlungen der Deutschen Wirtschaft zum datenschutz\r\nrechtlichen Teil des Digitalen Omnibus  \r\nDie unterzeichnenden Verbände begrüßen die Initiative der Europäischen Kommission, das bestehende \r\nDatenschutzrecht mit dem Digitalen Omnibus weiterzuentwickeln und an die Anforderungen einer digi\r\ntalen, global vernetzten Wirtschaft anzupassen. Der Ansatz, Bürokratie abzubauen, Verfahren zu verein\r\nfachen und gleichzeitig Innovation zu ermöglichen, ist aus unserer Sicht dringend erforderlich. \r\nGleichzeitig betonen wir, dass die vorliegenden Vorschläge der Kommission noch nicht ausreichen, um \r\nUnternehmen in der Europäischen Union spürbar zu entlasten oder ihre Wettbewerbsfähigkeit gegenüber \r\naußereuropäischen Akteuren nachhaltig zu stärken. Selbst mit den grundsätzlich innovativen Vorschlägen \r\nder Europäischen Kommission werden viele Unternehmen weiterhin vor erheblichen praktischen und ad\r\nministrativen Herausforderungen stehen. Der digitale Omnibus kann daher nur ein erster Schritt zur Ver\r\nbesserung des Status Quo sein. Viele Anpassungen bleiben punktuell, so dass eine durchgehende Harmo\r\nnisierung nicht vollständig gewährleistet ist. Um den Anforderungen der wirtschaftlichen Realität und der \r\ntechnologischen Entwicklung gerecht zu werden, sind weitere Reformen erforderlich.  \r\nVor dem Hintergrund der aktuellen Diskussionen und kritischen Stimmen aus einzelnen Mitgliedstaaten, \r\nDatenschutzkreisen sowie Teilen des Europäischen Parlaments und des Rates ist es aus unserer Sicht al\r\nlerdings entscheidend, zumindest den innovativen Kern der Kommissionsvorschläge zu bewahren. Eine \r\nweitere Abschwächung würde die angestrebten Ziele der dringend notwendigen Entbürokratisierung und \r\nder Stärkung des digitalen Binnenmarktes gefährden. Die Vorschläge der Kommission sollten daher als \r\nnotwendiges Mindestmaß verstanden werden, das im weiteren Gesetzgebungsverfahren keinesfalls un\r\nterschritten werden darf. \r\nBesonders hervorheben möchten wir folgende Punkte, die im weiteren Verfahren unbedingt erhalten \r\nbleiben sollten: \r\n1. Klarstellung zur Pseudonymisierung (Art. 4 Nr. 1 und 41a DSGVO) \r\nDen Vorschlag der EU-Kommission zur Einführung des relativen Ansatzes zum Personenbezug begrüßen \r\nwir mit Nachdruck. Mit dem Vorschlag wird die Perspektive der konkret handelnden Stelle in den Mittel\r\npunkt gestellt. Daten sollen ihren nicht-personenbezogenen Charakter nicht allein deshalb verlieren, weil \r\nandere Akteure theoretisch über weitergehende Identifizierungsmöglichkeiten verfügen. Dieser Ansatz \r\nschafft klare und praktikable Abgrenzungskriterien und setzt gezielte Anreize für effektive technische und \r\norganisatorische Maßnahmen zur Reduzierung der Identifizierbarkeit. Es wäre ein Rückschritt, den relati\r\nven Ansatz zum Personenbezug aus der EuGH-Rechtsprechung nicht zu übernehmen.  \r\nFlankierend dazu bietet der von der Kommission vorgeschlagene Art. 41a DSGVO die Möglichkeit, techni\r\nsche Kriterien und Standards zur Bewertung des Re-Identifizierungsrisikos festzulegen, in der Praxis einen \r\nwesentlichen Beitrag zur Rechtssicherheit zu leisten. \r\n2. Meldepflichten bei Datenschutzverletzungen (Art. 33 DSGVO) \r\nAus unternehmerischer Sicht sind die vorgeschlagene Verlängerung der Meldefrist von 72h auf 96h sowie \r\ndie Anhebung der Risikoschwelle auf ein „hohes Risiko“ von großer Bedeutung. Sie tragen dazu bei, Res\r\nsourcen zielgerichtet einzusetzen und den Fokus auf tatsächlich relevante Vorfälle zu legen. \r\n2 \r\nZudem sollte ausdrücklich klargestellt werden, dass sich die Frist auf Werktage bezieht, um eine realisti\r\nsche und praktikable Umsetzung zu gewährleisten. \r\n3. Training und Betrieb von KI (Art. 88c, Art. 9 Abs. 2 lit. k, Abs. 5 \r\nDSGVO) \r\nDie vorgeschlagenen Klarstellungen zur Nutzung des berechtigten Interesses für die Entwicklung und den \r\nBetrieb von KI-Systemen sind ein Schritt in die richtige Richtung. Gleichwohl wäre die Schaffung einer \r\neigenständigen Rechtsgrundlage in Art. 6 Abs. 1 DSGVO für das Training und den Betrieb von KI-Systemen \r\nvorzugswürdig, da sie ein höheres Maß an Rechtssicherheit gewährleisten würde. \r\nSoweit eine solche spezifische Rechtsgrundlage nicht geschaffen wird, sollte zumindest gesetzlich klarge\r\nstellt werden, dass im Rahmen des berechtigten Interesses ein überwiegendes Interesse der KI-Verant\r\nwortlichen am Training von KI-Systemen anzuerkennen ist. Nur so lassen sich die mit der Entwicklung und \r\ndem Einsatz von KI verbundenen Innovations- und Wettbewerbsinteressen angemessen berücksichtigen. \r\nZudem ist zu bedenken, dass die in Art. 88c Abs. 2 DSGVO genannten Einschränkungen nicht zielführend \r\nsind. Die zusätzlichen, unbestimmten Transparenzanforderungen sowie das uneingeschränkte Wider\r\nspruchsrecht gehen über den bestehenden Rechtsrahmen hinaus, schaffen neue Auslegungsunsicherhei\r\nten und führen zu erheblichen praktischen Umsetzungsproblemen. Insbesondere das unbedingte Wider\r\nspruchsrecht trägt den technischen Realitäten bereits trainierter KI-Modelle nicht hinreichend Rechnung. \r\nDie daraus resultierende, nachträgliche Löschpflicht für Trainingsdaten aus KI-Modellen ist technisch nicht \r\numsetzbar und ohne Zugriff Dritter auf Trainingsdaten auch nicht erforderlich.  \r\nDiese Einschränkungen führen zu praktischen und rechtlichen Unsicherheiten und gefährden unmittelbar \r\ndas Wachstum und die Wettbewerbsfähigkeit Europas. Die Entwicklung in dieser zukunftsträchtigen Tech\r\nnologie darf aber nicht weiter außerhalb Europas gedrängt werden. \r\nDarüber hinaus sollte im Rahmen der Weiterentwicklung der DSGVO sichergestellt werden, dass das Zu\r\nsammenspiel mit anderen digitalen Regulierungsvorhaben mit Datenschutzbezug – insbesondere der KI\r\nVerordnung – kohärent ausgestaltet wird. Neue Regelungen dürfen keine zusätzlichen Wertungswider\r\nsprüche oder Doppelregulierungen schaffen, sondern sollten auf ein konsistentes und innovationsfreund\r\nliches Gesamtsystem des europäischen Digitalrechts hinwirken. \r\n4. Automatisierte Einzelfallentscheidungen (Art. 22 DSGVO)  \r\nAutomatisierte Entscheidungsverfahren sind in modernen Geschäftsprozessen unverzichtbar, etwa bei \r\nVertragsabschlüssen oder Leistungsprüfungen. Die Kommission reduziert mit ihrer Anpassung von Art. 22 \r\nDSGVO bestehende Auslegungsunsicherheiten und gibt der zukunftsträchtigen Technik automatisierter \r\nEntscheidungen den notwendigen Spielraum. Kernpunkt der Neufassung ist die Klarstellung, dass eine \r\nautomatisierte Entscheidung zur Vertragsbegründung oder -erfüllung zulässig sein kann, selbst wenn sie \r\ntheoretisch nicht ausschließlich automatisiert erfolgen könnte. Damit entfällt der bisher angewandte Vor\r\nrang der menschlichen Entscheidung im Rahmen des „Erforderlichkeitstests“, was verhindert, dass Unter\r\nnehmen automatisierte Entscheidungen aus Unsicherheit oder übertriebener Vorsicht nicht einsetzen.  \r\n3 \r\nDer innovative Nutzen dieses Vorschlags wäre für die europäische Wirtschaft und Wettbewerbsfähigkeit \r\nvon hohem Wert. Eine Streichung des Vorschlags würde die Chance auf eine dringend notwendige Mo\r\ndernisierung des Rechtsrahmens für automatisierte Entscheidungsverfahren vergeben. Auch bei einer Re\r\nduzierung des Vorschlags auf einen der Erwägungsgründe der DSGVO bliebe die erforderliche Klarstellung \r\nrechtlich unverbindlich und vermag bestehende Unsicherheiten nicht so verlässlich zu beseitigen, wie es \r\ndurch eine Klarstellung im Normtext möglich wäre. \r\n5. Missbräuchliche Auskunftsersuchen (Art. 12 Abs. 5 DSGVO) \r\nDie Änderungen in Art. 12 Abs. 5 DSGVO erleichtern es Verantwortlichen, bei offensichtlich unbegründe\r\nten oder exzessiven Auskunftsersuchen ein Entgelt zu verlangen oder Anträge abzulehnen und so unver\r\nhältnismäßigen Aufwand zu begrenzen. Da Auskunftsersuchen in der Praxis einen erheblichen Teil der \r\noperativen Belastungen im Rahmen der DSGVO-Umsetzung ausmachen, sind die vorgesehenen Erleichte\r\nrungen ausdrücklich zu begrüßen. Eine Abschwächung dieses Vorschlags oder eine Erschwerung der Be\r\nweislast würde den effektiven Nutzen dieser Verbesserung nehmen. \r\nUm eine spürbare Entlastung insbesondere für kleine und mittelständische Unternehmen zu erreichen, \r\nsollten Datenverarbeitungen, die nur ein geringes oder normales Risiko aufweisen von überbordenden \r\nDokumentations-, Informations- und Nachweispflichten ausgenommen werden.  \r\nAppell \r\nDie Europäische Union sieht sich im globalen Wettbewerb mit der Herausforderung konfrontiert, ein ho\r\nhes Datenschutzniveau mit wirtschaftlicher Leistungsfähigkeit und Innovationsfähigkeit in Einklang zu \r\nbringen. Der Vorschlag der Europäische Kommission setzt hier einen wichtigen ersten Impuls, um den \r\nbestehenden Rechtsrahmen praxisgerechter und innovationsfreundlicher auszugestalten. \r\nZugleich muss der Omnibus ausdrücklich als erster Schritt verstanden werden, dem weitere, ambitionierte \r\nMaßnahmen folgen müssen. Die derzeitigen Vorschläge können allenfalls das erforderliche Mindestmaß \r\ndarstellen, reichen jedoch nicht aus, um die angestrebten Effekte einer echten Entbürokratisierung und \r\neiner nachhaltigen Stärkung des europäischen Wirtschaftsstandorts zu erreichen. \r\nWir appellieren daher an die Bundesregierung sowie an die Mitglieder des Europäischen Parlaments, die \r\nVorschläge der Kommission im weiteren Gesetzgebungsprozess mindestens in ihrem jetzigen innovati\r\nonsfreundlichen Kern und in zentralen Punkten weiter zu präzisieren. Nur so können die angestrebten \r\nEffekte einer echten Entbürokratisierung, höhere Rechtssicherheit und einer Stärkung des europäischen \r\nWirtschaftsstandorts erreicht werden.  \r\nBerlin, den 19. Mai 2026 \r\n4 \r\nANHANG \r\nFür weiterführende Details und vertiefende Analysen verweisen wir auf die Positionspapiere der unter\r\nzeichnenden Verbände: \r\nDeutsche Industrie- und Handelskammer: Stellungnahme DIHK \r\nDeutsche Kreditwirtschaft: Stellungnahme DK \r\nGesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft: Stellungnahme GDV \r\nDie unterzeichnenden Verbände sind in den jeweils einschlägigen Lobby- und Transparenzregistern ein\r\ngetragen. Die entsprechenden Registrierungsnummern lauten wie folgt: \r\nBundesverband deutscher Banken e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R001458 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 0764199368-97 \r\nBundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R000888 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 20457441380-38 \r\nBundesverband der Deutschen Volksbanken und Raiffeisenbanken e.V.  \r\nLobbyregister: Registriernummer R001693  \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 22330076571-75 \r\nDeutsche Industrie- und Handelskammer \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 22400601191- 42 \r\nDeutscher Sparkassen- und Giroverband e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R002090 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 62379064909-15 \r\nGesamtverband der Deutschen Versicherungswirtschaft e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R000774 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 6437280268-55 \r\nVerband der Privaten Bausparkassen e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R000755 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 391944723267-45 \r\nBundesverband Öffentlicher Banken Deutschlands e.V. \r\nLobbyregister: Registriernummer R001169 \r\nEU-Transparenzregister: Registriernummer 0767788931-41 \r\n5 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"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 der Justiz und für Verbraucherschutz (BMJV)","shortTitle":"BMJV","url":"https://www.bmj.de/DE/Startseite/Startseite_node.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}}]},"sendingDate":"2026-05-20"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024726","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur EEG-Novelle: Einführung eines Prüfauftrags zur PPA-Risikoabsicherung","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/c2/d5/749902/Stellungnahme-Gutachten-SG2606040018.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\nAn die stellvertretenden Fraktionsvorsitzenden \r\nAn die Mitglieder und  \r\nstellvertretenden Mitglieder  \r\ndes Ausschusses für Wirtschaft und Energie \r\nWeitere Schwächung des PPA-Markts verhindern – Prüfauftrag für  \r\nRisikoabsicherung jetzt im EEG verankern \r\nSehr geehrte Damen und Herren,  \r\nPower Purchase Agreements (PPAs) sind ein zentraler Baustein für den markt\r\nbasierten Ausbau Erneuerbarer Energien. In der Praxis scheitern jedoch viele \r\nProjekte an hohen Finanzierungskosten infolge unzureichender Absicherung \r\nvon Ausfallrisiken. Um den ungeförderten Ausbau Erneuerbarer Energien zu \r\nstärken, sollte daher im Rahmen der EEG-Novellierung ein Prüfauftrag für eine \r\nstaatlich flankierte Risikoabsicherung verankert werden. \r\nEine funktionierende PPA-Finanzierung stärkt private Investitionen in Erneuer\r\nbare Energien und reduziert zugleich den Bedarf an staatlicher Förderung. \r\nDadurch entlastet sie das EEG-Konto und damit den Bundeshaushalt. Zudem \r\nist sie ein Hebel für günstigere sowie langfristig stabile Strompreise für Unter\r\nnehmen.  \r\nHintergrund \r\nDie günstigen Finanzierungskonditionen sind der zentrale Erfolgsfaktor für den \r\nAusbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland. Derzeit werden diese vor \r\nallem durch die Erlösabsicherung über das EEG gewährleistet. Gleichzeitig \r\nsieht das EEG ausdrücklich vor, auch den ungeförderten, marktbasierten Zu\r\nbau über Instrumente wie Power Purchase Agreements (PPAs) zu stärken. Um \r\ndas volle Potenzial dieser langfristigen Grünstromlieferverträge auszuschöp\r\nfen, bedarf es jedoch einer gezielten Flankierung der bestehenden Finanzie\r\nrungsrisiken. \r\nBerlin, 21. Mai 2026 \r\nMH / DS \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\nDeutsche Energie-Agentur GmbH \r\n(dena) \r\nChausseestraße 128a \r\n10115 Berlin \r\nTelefon: +49 30 66 777 - 785 \r\nE-Mail: marktoffensive@dena.de \r\nWeb: www.dena.de \r\nSeite 1 von 3 \r\nDie Herausforderung: Das Kontrahentenrisiko \r\nInsbesondere für mittelständische Unternehmen (mit hohem Strombedarf) \r\nsowie Energieversorger mit eingeschränktem Rating stellt das Kontrahenten\r\nrisiko, also das Risiko eines Zahlungsausfalls des Stromabnehmers, eine zent\r\nrale Hürde dar. Sie können langfristige Grünstromverträge häufig nicht zu \r\nwettbewerbsfähigen Konditionen abschließen, obwohl Interesse an PPAs be\r\nsteht. \r\n• Bonität als Kostentreiber: Bei Abnehmern mit mittlerer Bonität führen \r\npotenzielle Ausfallrisiken zu erheblichen Risikoaufschlägen in der Projekt\r\nfinanzierung. \r\n• Marktbarriere: Diese verteuerten Finanzierungskosten machen PPAs für \r\nviele Industrie- und Gewerbebetriebe wirtschaftlich unattraktiv oder gar \r\nnicht darstellbar. \r\n• Fehlende Planungssicherheit: Ohne verlässliche, erlösbasierte Besiche\r\nrung des Liefervertrages lassen sich ungeförderte Projekte nur schwer \r\nwettbewerbsfähig bewerten und finanzieren. \r\nHandlungsempfehlung: Staatliche Risikoabsicherung für PPAs einführen \r\nAndere EU-Mitgliedstaaten haben bereits erfolgreich Instrumente zur Absiche\r\nrung des Ausfallrisikos implementiert – ein Ansatz, der auch von der EU-Kom\r\nmission ausdrücklich befürwortet wird. Sowohl die Marktoffensive Erneuerbare \r\nEnergien als auch der BDEW haben hierzu bereits Analysen und Fachdialoge \r\numgesetzt, deren Ergebnisse als Grundlage für die Entwicklung eines Instru\r\nments in Deutschland dienen könnten. \r\nDie Marktoffensive Erneuerbare Energien und der BDEW empfehlen daher \r\ndringend, im Rahmen der anstehenden EEG-Novellierung folgende Maßnah\r\nmen zu ergreifen: \r\n• Prüfauftrag verankern: Im Gesetz sollte ein klarer Prüfauftrag definiert \r\nwerden, wie eine staatlich flankierte PPA-Risikoabsicherung ausgestaltet \r\nsein kann. Dieser sollte die Entwicklung eines Instruments zur Absiche\r\nrung von Ausfallrisiken bei langfristigen Stromlieferverträgen unter Be\r\nrücksichtigung bestehender europäischer Modelle umfassen. \r\n• Finanzierungskosten senken: Ziel muss es sein, die Risiken in der Projekt\r\nfinanzierung zu minimieren und so den Zugang zu günstigen, grünen \r\nStromlieferverträgen für die Breite der deutschen Wirtschaft zu öffnen. \r\nAngesichts der steigenden Nachfrage nach Erneuerbaren Energien ist eine  \r\nErgänzung des Förderrahmens erforderlich, um Investitionen zu ermöglichen \r\nund gleichzeitig niedrige Gestehungskosten für den Wirtschaftsstandort \r\nSeite 2 von 3 \r\nDeutschland zu sichern. Ohne Risikoabsicherung bleibt marktbasiertes Wachs\r\ntum aus — mit überschaubarem staatlichem Eingriff lassen sich jedoch private \r\nInvestitionen mobilisieren.  \r\nWir bitten Sie daher herzlich, die genannten Punkte in den weiteren parla\r\nmentarischen Beratungen zu berücksichtigen. Für Rückfragen sowie für einen \r\npersönlichen Austausch stehen wir Ihnen jederzeit gerne zur Verfügung. \r\nMit freundlichen Grüßen \r\nDer Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), Berlin, und seine Landesorganisationen vertreten mehr \r\nals 2.000 Unternehmen. Das Spektrum der Mitglieder reicht von lokalen und kommunalen über regionale bis hin zu überregio\r\nnalen Unternehmen. Sie repräsentieren rund 90 Prozent des Strom- und gut 60 Prozent des Nah- und Fernwärmeabsatzes, \r\nüber 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. \r\nDie Marktoffensive Erneuerbare Energien, ein Projekt der Deutschen Energie-Agentur (dena) und der Deutsche Indust\r\nrie- und Handelskammer (DIHK) ist ein Zusammenschluss von rund 40 Unternehmen aus Anbietern und Nachfragern aus der \r\nWirtschaft sowie von Dienstleistern und bildet die gesamte Wertschöpfungskette ab. Gemeinsames Ziel ist es, den Markt für \r\nerneuerbare Energien mit unterschiedlichen Maßnahmen und Aktivitäten zu entwickeln und dazu beizutragen, dass Deutsch\r\nland seine Energiewendeziele erreicht. Die Marktoffensive ist von der dena und dem DIHK ins Leben gerufen worden und wird \r\nvon diesen beiden Institutionen operativ unterstützt. Die Aktivitäten der Initiative werden maßgeblich über die Mitgliedsbeiträge \r\nfinanziert. \r\nSeite 3 von 3 "},"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 der Finanzen (BMF)","shortTitle":"BMF","url":"https://www.bundesfinanzministerium.de/Web/DE/Home/home.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024727","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur EEG-Novelle 2026 zur Weiterentwicklung des Rechtsrahmens für erneuerbare Energien","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/7b/57/745866/Stellungnahme-Gutachten-SG2606020001.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":"Berlin, 22. Mai 2026 \r\nPositionspapier \r\nZentrale Forderungen des          \r\nBDEW zur EEG-Novelle 2026 \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 überregiona\r\nlen 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 Drit\r\ntel 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 Verhaltensko\r\ndex 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\n1. Der BDEW unterstützt in weiten Teilen die im Entwurf für das EEG 2027 vorgesehenen \r\nNeuerungen beim Förderrahmen für Erneuerbare Energien. Insbesondere ist der Fort\r\nbestand der Ausbaupfade zu begrüßen. Durch Ausschreibungsvolumina in auskömmli\r\ncher Höhe für weitere vier Jahre wird die Fortsetzung des Erneuerbare-Energien (EE)-Aus\r\nbaus gesetzlich verankert.  \r\n2. Um die erfreulich hohen Volumina an genehmigten Windprojekten auch zur Umsetzung \r\nzu bringen, ist es aus Sicht des BDEW sinnvoll, die zusätzlichen 12 Gigawatt Leistung für \r\nWindenergieanlagen an Land auf die kommenden Ausschreibungsrunden gleichmäßig \r\nüber die Jahre 2026/27 bis 2030 zu verteilen. Um Teile des Zusatzvolumens in die Last\r\nzentren Süddeutschlands zu allokieren, sollte eine Quotenregelung eingeführt werden, \r\nwonach beispielsweise 30 % des Ausschreibungsvolumens gezielt der Südregion zugewie\r\nsen werden, um fairen Wettbewerb unter Südprojekten mit vergleichbaren spezifischen \r\nKosten zu gewährleisten. Davon unberührt sollte der Korrekturfaktor für 50 %-Standorte \r\nerhalten bleiben, da der Ausbau in Süddeutschland systemisch erforderlich bleibt.  \r\n3. Der BDEW begrüßt die Umsetzung der EU-rechtlich verpflichtenden Übererlösabschöp\r\nfung in Form eines zweiseitigen Contract for Difference (CfD). Die Erhebung des Refinan\r\nzierungsbeitrags wurde jedoch zu komplex umgesetzt, sodass zwei Zahlungsströme ent\r\nstehen – einmal für die Zahlung der Marktprämie an die Anlagenbetreiber und die Zah\r\nlung des Refinanzierungsbeitrags an die Netzbetreiber. Der BDEW schlägt eine wesent\r\nlich einfachere und praxistauglichere Umsetzung vor, indem die bisherige gleitende \r\nMarktprämie künftig auch ein negatives Vorzeichen annehmen kann. Dies würde eine \r\nUmsetzung in den IT-Systemen auf leistbare Anpassungen begrenzen, was aus Netzbe\r\ntreibersicht unbedingt notwendig ist. Zudem sollte die Erhebung des Refinanzierungsbei\r\ntrags erst ab der EU-rechtlich erforderlichen Mindestschwelle von 200 kW installierter \r\nelektrischer Anlagenleistung eingeführt werden anstelle der im EEG-Entwurf vorgesehe\r\nnen 100 kW. So würden wesentlich weniger EE-Anlagen erfasst, wobei der dadurch verlo\r\nrengehende Abschöpfungsbetrag gemessen an der Kostenersparnis gering wäre. Darüber \r\nhinaus sollte sichergestellt werden, dass Netzbetreiber bei möglichen Forderungsausfäl\r\nlen abgesichert werden, z. B. durch eine Erstattung bzw. Risikotragung durch das EEG\r\nKonto.  \r\n4. Der BDEW unterstützt die Stärkung der Freiflächen-Photovoltaik (PV) im Sinne der Kos\r\nteneffizienz. Es ist deshalb richtig, dass die Ausschreibungsvolumina für PV-Freiflächen\r\nanlagen von bisher 9,9 GW auf künftig 14 GW angehoben werden sollen.  \r\nSeite 2 von 6 \r\n5. Aus Sicht des BDEW ist es sinnvoll und angemessen, dass PV-Dachanlagen zur Teileinspei\r\nsung ihren Strom künftig verpflichtend direktvermarkten müssen. Voraussetzung hierfür \r\nist eine leistungsfähige Dateninfrastruktur, die auf dem effizienten Smart-Meter-Rollout \r\naufbaut. Vor diesem Hintergrund sollte die Pflicht zur Direktvermarktung erst mit Um\r\nsetzung des Festlegungsverfahrens zur zukünftigen Aggregation und Abrechnung bilan\r\nzierungsrelevanter Daten (MaBiS-Hub) als zentraler Datendrehscheibe im Jahr 2030 \r\nund nur für Anlagen ab einer Leistung von 7 kW eingeführt werden, um den nun voran\r\nschreitenden Rollout nicht durch neue Einbauprioritäten zu beeinträchtigen. Unterhalb \r\ndieser Schwelle sollte weiterhin eine Förderung bestehen, um hohe Kosten für den Ein\r\nbau von Technik zur Steuerung sehr kleiner Anlagen einzusparen. In diesem Zusammen\r\nhang lehnt der BDEW auch die Absenkung der Leistungsgrenze zur Ausstattung mit in\r\ntelligenten Messsystemen und einer Steuerungseinrichtung auf zwei Kilowatt (kW) für \r\nPV-Anlagen in § 29 Abs. 1 Nr. 2 b Gesetz über den Messstellenbetrieb und die Daten\r\nkommunikation in intelligenten Energienetzen (MsbG) ab.  \r\n6. Der BDEW schlägt daher – um den PV-Zubau in der Übergangszeit bis zu einer standardi\r\nsierten Direktvermarktung zu gewährleisten – für die Zeit bis 2030 vor, dass die im EEG\r\nReferentenentwurf als Unterfall der “Netzbetreiberabnahme” bezeichnete Marktwert\r\ndurchleitung bis 2030 für Anlagen außerhalb der Direktvermarktung gezahlt wird. Die \r\nim Gesetzentwurf enthaltenen Fristen sind aus Sicht des BDEW zu kurz. Durch die Um\r\nstellung auf eine Marktwertdurchleitung wird die bisherige Förderung für die Teileinspei\r\nsung auf Marktwertniveau abgesenkt, was das EEG-Konto entlastet.  \r\n7. Maßnahmen, die die Direktvermarktung – insbesondere im Kleinanlagensegment – er\r\nschweren, laufen dem Ziel ihrer Stärkung zuwider. Zudem würden sie zu einer Verlage\r\nrung von Anlagen in die unentgeltliche Abnahme und damit in die Vermarktung durch die \r\nÜbertragungsnetzbetreiber (ÜNB) mit zusätzlichen Belastungen führen. Der BDEW lehnt \r\ndaher die vollständige Streichung der Marktprämie für Kleinanlagen bis 25 kW ab. Aus \r\nSicht des BDEW sollte daher auch für Anlagen zwischen 7 und 25 kW der gemäß EEG\r\nEntwurf derzeit für Anlagen ab einer Leistung von 25 kW und mehr vorgesehene anzu\r\nlegende Wert in Höhe von 6,2 ct/kWh vorgesehen werden. Dieser Wert kann bei fort\r\nschreitender Umsetzung einer standardisierten und digitalisierten Direktvermarktung \r\nperspektivisch abgesenkt werden. Die Änderung der limitierten Vermarktung mit preisli\r\nmitierten Geboten zu Null Euro/MWh am Day-Ahead-Markt einschließlich der Abrege\r\nlungspflicht scheint kaum abwickelbar, da hierfür fortlaufend Eingriffe von ÜNB über Ver\r\nteilnetzbetreibern (VNB) in Kleinanlagen erforderlich wären.  \r\nSeite 3 von 6 \r\n8. Der BDEW begrüßt, dass Anlagenbetreibern durch die Möglichkeit zu einem einmaligen \r\nWechsel aus dem EEG, die Option eröffnet wird, ihre Anlage ab einem gewissen Zeit\r\npunkt marktlich zu betreiben. Durch die Regelung wird der bisher noch schwache Auf\r\nwuchs ungeförderter grüner Power-Purchase-Agreements (PPAs) gestärkt. Allerdings er\r\nscheint dem BDEW die vorgesehene Begrenzung auf die ersten zehn Kalenderjahre nach \r\nInbetriebnahme zu starr und die einmalige Wechselmöglichkeit sollte in der gesamten \r\nBetriebszeit möglich sein. Darüber hinaus schlägt der BDEW vor, für in der Ausschrei\r\nbung bezuschlagte Anlagen eine ungeförderte Vermarktung des Stroms in den ersten \r\nzehn Betriebsjahren zuzulassen. Nach Ablauf mindestens eines Betriebsjahres sollte ein \r\neinmaliger Wechsel in den CfD zu den Konditionen des EEG-Zuschlags möglich sein. Diese \r\nzusätzliche Wechseloption wäre ein weiterer Beitrag zum Aufwuchs ungeförderter grü\r\nner PPAs im Strommarkt. Zudem ist es aus BDEW-Sicht sinnvoll, EEG-Anlagen in der \r\n„Sonstigen Direktvermarktung“ nicht voll abzuschöpfen, sondern erst ab einer höheren \r\nErlösobergrenze. Um eine Umgehung der Abschöpfung zu vermeiden, sollte eine Min\r\ndestverweildauer von bspw. zwei Jahren in der „Sonstigen Direktvermarktung“ festge\r\nlegt werden. Dadurch werden PPAs mit einer Laufzeit von drei bis vier Jahren ermög\r\nlicht, wie industrielle Abnehmer sie nutzen. \r\n9. Der BDEW schlägt außerdem die Einführung einer staatlichen Besicherung des Ausfallri\r\nsikos grüner PPAs vor, die im Falle einer Insolvenz des PPA-Abnehmers für die verblei\r\nbende Laufzeit des Liefervertrags greift. Der Lieferant kann seinen Strom dann anstelle \r\nder Direktlieferung an der Börse zum Spotmarktpreis vermarkten. Liegt der Spotmarkt\r\npreis unter dem PPA-Preis, erhält der Lieferant 80 % dieser Differenz erstattet. Er muss \r\ndann so rasch wie möglich einen neuen PPA mit einem anderen Abnehmer abschließen, \r\nsodass die Zahlung der Besicherung dann enden kann. Sind seit Abschluss des ursprüngli\r\nchen PPA-Vertrags die PPA-Preise gesunken, werden über die gesamte Restlaufzeit des \r\nursprünglichen PPA-Vertrags 80 % der Differenz zwischen neuem und altem PPA-Preis ge\r\nzahlt. Durch diese Besicherung kommen zum einen auch weniger bonitätsstarke und \r\ndamit deutlich mehr PPA-Abnehmer für PPAs in Frage und zum andern sinken für nur \r\ndurch PPAs finanzierte Projekte die Finanzierungskosten. Der BDEW hat diesen Vor\r\nschlag in seinem Positionspapier „Besicherung des Ausfallrisikos grüner PPAs – Hand\r\nlungsempfehlungen des BDEW“ genauer ausgearbeitet.  \r\n10. Die Rechte zur Verlegung von Netzanschlusskabeln zum Netzverknüpfungspunkt sowie \r\nzur Überfahrt und Überschwenkung bei Errichtung und Rückbau nach §§ 11a, 11b EEG \r\nSeite 4 von 6 \r\nsollten – wie im Regierungsentwurf zum Solarpaket I vorgesehen – auch auf private Flä\r\nchen ausgeweitet werden. So wird der Flächenzugang für den Netzanschluss gesichert.  \r\n11. Der BDEW begrüßt bei der Erhebung der kommunalen Beteiligung am finanziellen Er\r\ntrag von Windenergieanlagen an Land und PV-Freiflächenanlagen die Streichung der \r\nbisher von der Zahlung erfassten fiktiven Strommenge. Es sollte aus Sicht des BDEW al\r\nlerdings anstelle der im Gesetzentwurf vorgesehenen „erzeugten Strommenge“ die \r\n„eingespeiste Strommenge“ zugrunde gelegt werden. Andernfalls entstehen durch den \r\nAufwuchs lokaler Nutzungsformen unterhalb des Netzanschlusses zunehmend Zahlungs\r\nansprüche der Gemeinden an die Anlagenbetreiber, die nicht über das EEG refinanzier\r\nbar sind. Der BDEW schlägt zudem einen neuen § 6a EEG vor, um die finanzielle Beteili\r\ngung von Kommunen bundesweit zu vereinheitlichen und zu erweitern (bis zu \r\n2.500 €/MW installierter Leistung oder alternativ 0,1 ct/kWh). Flankierend ist die Länder\r\nöffnungsklausel (§ 22b Abs. 6 EEG 2023) anzupassen.  \r\n12. Der BDEW begrüßt den Schritt hin zu mehr Direktvermarktung. Eine vollständige Strei\r\nchung der Ausfallvergütung könnte jedoch dazu führen, dass direktvermarktungspflich\r\ntige Anlagen unkontrolliert einspeisen, nicht fristgerecht in Betrieb genommen werden \r\nkönnen oder infolge der Insolvenz eines Direktvermarkters kurzfristig außer Betrieb ge\r\nnommen werden müssen. Der BDEW hält daher eine zeitlich auf den Kalendermonat der \r\nInbetriebnahme und den Folgemonat sowie für die Folgezeit des Anlagenbetriebs auf \r\nnur einen Kalendermonat befristete Ausfallvergütung in Höhe des Marktwertes des \r\nStroms für sachgerecht. So wird gerade die rechtzeitige Inbetriebnahme einer ausschrei\r\nbungsbedingt realisierungspflichtigen EEG-Anlage sichergestellt.  \r\n13. Besondere Solaranlagen, insbesondere Agri-PV, sind für einen innovativen und flächen\r\neffizienten EE-Ausbau unverzichtbar. Der BDEW kritisiert daher die Streichung der Son\r\nderbehandlung für besondere Solaranlagen bei Ausschreibungen für Solaranlagen des \r\nersten Segments und fordert die Beibehaltung des Untersegments der besonderen So\r\nlaranlagen zusammen mit gesonderten, höheren Höchstwerten. Insbesondere der an\r\nsonsten für Solaranlagen des ersten Segmentes vorgesehene und auskömmliche Höchst\r\nwert von 5,9 ct/kWh ist für besondere Solaranlagen zu niedrig, um einen wirtschaftlichen \r\nBetrieb zu ermöglichen, wodurch diese faktisch von EEG-Ausschreibungen für Solaranla\r\ngen des ersten Segmentes ausgeschlossen werden könnten. Er sollte aus Sicht des BDEW \r\nbei 8,5 ct/kWh liegen. Zudem begrüßt der BDEW die Anpassungen bei der Zusammenfas\r\nsung von Solaranlagen nach § 24 EEG im Grundsatz, fordert jedoch, dass neben privile\r\ngierten Anlagen nach § 35 Baugesetzbuch (BauGB) auch sämtliche besonderen \r\nSeite 5 von 6 \r\nSolaranlagen von der Zusammenfassung ausgenommen werden, da ihr Dual-Use-Charak\r\nter zu einem geringeren Flächenverbrauch führt (siehe BDEW-Papier “Zusammenfassung \r\nvon besonderen Solaranlagen und PV-Freiflächenanlagen (PV-FFA) entlang von Verkehrs\r\nwegen”).  \r\n14. Die im Gesetzentwurf vorgesehenen Änderungen bei den naturschutzfachlichen Anfor\r\nderungen an PV-Freiflächenanlagen gehen ebenfalls nach BDEW-Ansicht in die richtige \r\nRichtung. Sie reichen aber anlagenbetreiberseitig zur hinreichenden Durchführbarkeit der \r\nAnforderungen und netzbetreiberseitig zur hinreichenden Prüfbarkeit der Anforderungen \r\nnicht aus. Der BDEW verweist insoweit auf sein Positionspapier „Einführung von ökologi\r\nschen Mindeststandards für Solaranlagen auf der Freifläche“. Außerdem sollten diese An\r\nforderungen bei Anlagen nach § 48 EEG 2023 nur für solche mit einer Leistung von mehr \r\nals 30 kW gelten, da ansonsten sämtliche „Zaun-PV-Anlagen“ an Grundstücksgrenzen von \r\nWohngebäuden in den Anwendungsbereich der Regelung fielen.  \r\n15. Der BDEW begrüßt die Fortführung der durch die BNetzA für 2026 festgelegten Höchst\r\nwerte für Biomasse auch im Jahr 2027 und deren Verwendung als Ausgangsbasis für \r\n2028 ff. Gleiches gilt für die höhere Neufestlegung des Höchstwertes für Biomethan.  \r\n16. Der BDEW sieht die Notwendigkeit eines beihilferechtlichen Vorbehalts. Allerdings sind \r\nzahlreiche Regelungen des „Solarpaketes 2024“ weiterhin nicht beihilferechtlich geneh\r\nmigt. Der Gesetzgeber sollte im Gesetzentwurf daher klarstellen, ob und inwieweit ge\r\nrade Regelungen bei der gesetzlichen Förderung (Förderzone > 40 kW, Ersetzungsvorga\r\nben für Aufdach-PV-Anlagen) auch rückwirkend oder nur für die Zukunft anwendbar sind. \r\n17. Bürokratieabbau und Kosteneinsparungen: Die rückwirkende Absenkung der Sanktio\r\nnen nach § 52 Abs. 3 EEG sollte auf das jeweils vorangegangenen Kalenderjahr be\r\nschränkt werden, da ansonsten die Lenkungswirkung der Sanktionen verloren gehen und \r\nder Abwicklungsaufwand bei den Netzbetreibern zu hoch werden würde, einschließlich \r\nhoher Rückstellungen. Hinsichtlich der Bürokratieeinsparungen verweist der BDEW au\r\nßerdem auf die vorstehenden Darstellungen unter Nr. 3 zum Refinanzierungsbeitrag und \r\nunter Nr. 5.  \r\nSeite 6 von 6 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"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 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":"2026-05-13"},{"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":"2026-05-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024771","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum GAP-Konditionalitäten-Gesetz und GAP-InVeKoS-Gesetz zur Sicherung des Gewässerschutzes","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/81/45/747462/Stellungnahme-Gutachten-SG2606030002.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":"Berlin, 8. Mai 2026 \r\nStellungnahme \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V. \r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nStellungnahme des BDEW zum Refe\r\nrentenentwurf eines Gesetzes zur \r\nÄnderung des GAP-Konditionalitä\r\nten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS\r\nGesetzes \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 überregiona\r\nlen 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 Drit\r\ntel 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 Verhaltensko\r\ndex 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\n  \r\nStellungnahme des BDEW zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes \r\n Seite 2 von 5 \r\nInhalt \r\n1 Vorbemerkung ................................................................................................... 3 \r\n2 Fiktion der Erfüllung der GLÖZ-Standards 1 sowie 3 bis 7 für Öko-Betriebe ......... 3 \r\n3 Kontrollen und Sanktionen bei GLÖZ 7 für Betriebe bis 30 Hektar ....................... 4 \r\n4 Dauergrünland, Paludikultur und Informationsaustausch mit Fachbehörden ...... 4 \r\n5 Fazit .................................................................................................................. 5 \r\n \r\n \r\n  \r\nStellungnahme des BDEW zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes \r\n1 Vorbemerkung \r\nDer BDEW bedankt sich für die Möglichkeit, zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Ände\r\nrung des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes im Rahmen der Ver\r\nbändebeteiligung Stellung zu nehmen. Der BDEW und seine Landesorganisationen vertreten \r\nüber 2.000 Unternehmen der Energie- und Wasserwirtschaft. Im Bereich Wasser repräsentiert \r\nder Verband Unternehmen, die rund 80 Prozent der Trinkwasserförderung und rund ein Drit\r\ntel der Abwasserentsorgung in Deutschland abdecken. Die nationale Umsetzung der Gemein\r\nsamen Agrarpolitik leistet aus Sicht der Wasserwirtschaft durch die Konditionalitätsregelungen \r\nder GAP einen nicht zu vernachlässigenden Beitrag zum vorsorgenden Schutz von Grund- und \r\nOberflächengewässern. \r\nDer BDEW erkennt das Ziel an, landwirtschaftliche Betriebe und Verwaltungen von vermeidba\r\nrem bürokratischem Aufwand zu entlasten. Eine praxistaugliche und verständliche Ausgestal\r\ntung der Gemeinsamen Agrarpolitik ist im Interesse aller Beteiligten. Zugleich muss gewähr\r\nleistet bleiben, dass Vereinfachungen nicht zu Lasten des Umwelt-, Boden- und Gewässer\r\nschutzes gehen. Der aktuelle Nitratbericht 2024 zeigt, dass trotz leichter Verbesserungen wei\r\nterhin an einem Viertel der Nitratmessstellen der Grenzwert überschritten wird. Die unzu\r\nreichende Umsetzung der Nitratrichtlinie zum Schutz der Gewässer vor Verunreinigung durch \r\nNitrat aus landwirtschaftlichen Quellen und die anhaltende Belastungssituation sind ebenfalls \r\nin dem Gutachten von Taube und Bach zum Niedersächsischen Nährstoffbericht 2024 belegt. \r\nZudem besteht wegen der Eutrophierung von Nord- und Ostsee weiterer Handlungsbedarf, \r\nwie aus den Zustandsberichten zur Umsetzung der Meeresstrategie-Rahmenrichtlinie sichtbar \r\nwird. Vor diesem Hintergrund ist aus Sicht der Wasserwirtschaft relevant, dass die GAP auch \r\nbei Vereinfachungen ihre Funktion als Bestandteil einer umwelt- und wasserschonenden Be\r\nwirtschaftung behält. \r\n2 Fiktion der Erfüllung der GLÖZ-Standards 1 sowie 3 bis 7 für Öko-Betriebe \r\nDer Referentenentwurf sieht vor, dass bei Begünstigten, deren Betrieb insgesamt nach der \r\nVerordnung (EU) 2018/848 zertifiziert ist, die Verpflichtung zur Einhaltung der GLÖZ-Stan\r\ndards 1 sowie 3 bis 7 als erfüllt gilt. Dasselbe soll für Betriebe gelten, die sich insgesamt in der \r\nUmstellung auf ökologische beziehungsweise biologische Produktionsweise befinden. \r\nAus Sicht des BDEW leisten zertifizierte ökologische Betriebe einen wichtigen Beitrag zu einer \r\nressourcenschonenderen Landwirtschaft. Eine Entlastung von Doppelprüfungen ist anzustre\r\nben. Gleichwohl ist aus Sicht der Wasserwirtschaft entscheidend, dass GLÖZ-Standards nicht \r\nlediglich verwaltungsseitig als erfüllt gelten, wenn daraus in der Praxis eine geringere Absiche\r\nrung gewässerschutzrelevanter Anforderungen folgt. Dies betrifft insbesondere Standards mit \r\nSeite 3 von 5 \r\nStellungnahme des BDEW zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes \r\nBezug zu Bodenbedeckung, Erosion, Fruchtwechsel, Dauergrünland und Randstreifen mit Puf\r\nferwirkung gegenüber Gewässern. \r\nDie vorgesehene Einbeziehung von Betrieben in Umstellung sollte nicht dazu führen, dass \r\nKontroll- und Schutzmechanismen für besonders sensible Flächen, insbesondre der Dauer\r\ngrünlandzustand nach GLÖZ 1, im Zeitraum der Umstellung umgangen werden. \r\nDie Erfüllungsfiktion sollte dementsprechend gut überwacht und im Vollzug sichergestellt \r\nsein. Für Betriebe in Umstellung muss ein Missbrauch der Fiktionserfüllung ausgeschlossen \r\nwerden.  \r\n3 Kontrollen und Sanktionen bei GLÖZ 7 für Betriebe bis 30 Hektar \r\nNach dem Entwurf sollen Betriebe mit bis zu 30 Hektar landwirtschaftlicher Fläche von Kon\r\ntrollen zur Einhaltung von GLÖZ 7 ausgenommen werden. Zudem sollen Verstöße gegen GLÖZ \r\n7 bei diesen Betrieben nicht sanktioniert werden. Das BMLEH begründet dies mit der Anpas\r\nsung an die Verordnung (EU) 2025/2649 und mit einer Entlastung von Betrieben und Verwal\r\ntung.  \r\nDer BDEW erkennt an, dass kleinere Betriebe durch Verwaltungs- und Kontrollpflichten relativ \r\nstärker belastet sein können. Gleichzeitig darf eine Vereinfachung nicht dazu führen, dass die \r\ntatsächliche Einhaltung von Mindeststandards nicht mehr hinreichend nachvollziehbar ist. \r\nGLÖZ 7 betrifft die Fruchtfolge beziehungsweise Bewirtschaftungsauflagen auf Ackerflächen \r\nund ist damit auch für Bodenstruktur, Erosionsvermeidung und Nährstoffmanagement rele\r\nvant. Gerade diese Faktoren sind von Bedeutung für den Schutz von Grundwasser, Oberflä\r\nchengewässern und somit der Trinkwasserressourcen. \r\nVereinfachungen dürfen nicht mit einer Absenkung ökologischer Mindeststandards verwech\r\nselt werden und sollte vorrangig durch digitale, risikoorientierte und fachübergreifend nutz\r\nbare Verfahren erreicht werden, nicht durch einen Verlust an Vollzugswissen. \r\n4 Dauergrünland, Paludikultur und Informationsaustausch mit Fachbehörden \r\nDie vorgesehene Klarstellung in § 5 GAPKondG-E zu Paludikultur spezifiziert, dass bei der Um\r\nwandlung von Dauergrünland keine Ersatzfläche erforderlich sein soll, wenn die Umwandlung \r\ndem Etablieren einer standortangepassten nassen Nutzung im Sinne einer Paludikultur dient. \r\nStandortangepasste nasse Nutzungen können insbesondere auf Moor- und Feuchtstandorten \r\neinen Beitrag zu Klima-, Boden- und Wasserhaushalt leisten, sofern sie fachlich geeignet ge\r\nplant und umgesetzt werden. Zugleich muss sichergestellt bleiben, dass der Schutz von Dauer\r\ngrünland nicht pauschal geschwächt wird.  \r\nSeite 4 von 5 \r\nStellungnahme des BDEW zum Referentenentwurf eines Gesetzes zur Änderung des GAP-Konditionalitäten-Gesetzes und des GAP-InVeKoS-Gesetzes \r\nAus Sicht des BDEW sollte die geplante Paludikultur-Regelung daher mit einer klaren fachli\r\nchen Auslegung verbunden werden. Maßgeblich sollte sein, dass die nasse Nutzung tatsäch\r\nlich standortangepasst ist und die Belange des Wasserhaushalts, des Gewässerschutzes und \r\ngegebenenfalls der Trinkwassergewinnung berücksichtigt werden. Eine enge Abstimmung mit \r\nden zuständigen Wasser-, Naturschutz- und Fachbehörden ist hierfür notwendig. \r\nNach dem Entwurf können Tatsachen, die den Verdacht eines Verstoßes gegen landwirtschaft\r\nliches, umwelt-, natur- oder klimaschutzbezogenes Fachrecht begründen, an die zuständige \r\nFachbehörde übermittelt werden. Der Informationsaustausch mit Fachüberwachungsbehör\r\nden darf aus Sicht des BDEW nicht optional sein, um den Gewässerschutz und die Trinkwasser\r\nressource sicherzustellen. Dazu gehören klare Kriterien für übermittlungsfähige Tatsachen, de\r\nfinierte Zuständigkeiten, angemessene Dokumentation sowie die Möglichkeit, wasserwirt\r\nschaftlich relevante Verdachtsfälle insbesondere in sensiblen Einzugsgebieten sowie sog. Rote \r\nGebiete zielgerichtet an die zuständigen Stellen weiterzugeben. \r\n5 Fazit \r\nDer BDEW erkennt das Ziel, die GAP-Verfahren für Betriebe und Verwaltung praktikabler zu \r\ngestalten, an. Die vorliegenden Änderungen sollten jedoch so umgesetzt werden, dass der \r\nSchutz von Grundwasser, Oberflächengewässern, Böden und Dauergrünland nicht geschwächt \r\nwird.  \r\nBürokratieabbau und Gewässerschutz sind keine Gegensätze. Entscheidend ist, Vereinfachung \r\nso zu gestalten, dass sie Verwaltung und Betriebe entlastet, ohne die Datengrundlagen, Min\r\ndeststandards und Vollzugsmöglichkeiten zu verlieren, die für eine langfristig sichere Trink\r\nwasserversorgung und den Schutz der Wasserressourcen erforderlich sind. \r\nSeite 5 von 5 "},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium für Landwirtschaft, Ernährung und Heimat (BMLEH)","shortTitle":"BMLEH","url":"https://www.bmel.de/DE/Home/home_node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-08"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024772","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zu Zertifizierungs- und Nachweissystemen für Gase und andere Energieträger","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/65/32/747464/Stellungnahme-Gutachten-SG2606030014.pdf","pdfPageCount":79,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. 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Mai 2026\r\n\r\n\r\n\tBDEW Bundesverband\tder Energie- und\tWasserwirtschaft e.V.\r\n\tReinhardtstraße 32\t10117 Berlin\r\n\twww.bdew.de\r\nAnwendungshilfe\r\nSicherheit und Resilienz in der Wasser-wirtschaft\r\nHinweise und Empfehlungen zum Umgang mit dem NIS2-Umsetzungsgesetz und dem KRITIS-Dachgesetz\r\n\r\nVersionsnummer: 1\r\n\r\n \r\nInhalt\r\nHinweise zur Verwendung\t3\r\nEinleitung\t\t4\r\n1\tPrüfung Betroffenheit und Anwendungsbereich\t7\r\n2\tPflichten der Geschäftsführung\t15\r\n3\tRegistrierung des Unternehmens / Meldung im Schadensfall\t16\r\n4\tÜbersicht zentraler Pflichten für Anwender\t17\r\n5\tAufbau eines Resilienzplanes\t22\r\n5.1\tIdentifikation wesentlicher Prozesse\t24\r\n5.2\tErmittlung zeitkritischer Prozesse und Schadenskategorien\t26\r\n5.3\tDurchführen einer strukturierten Risikoanalyse\t30\r\n5.4\tErstellung einer strategischen Maßnahmenplanung\t35\r\n6\tFinanzierung von Sicherheits- und Resilienzmaßnahmen\t41\r\n7\tWeiterführende Hinweise aus der Praxis\t43\r\nAnhang 1: Glossar\t47\r\nAnhang 2: Praxisbeispiel Management eines Cybervorfalls\t56\r\nAnhang 3: Zusammenfassung des KRITIS-Dachgesetzes\t59\r\nAnhang 4: Zusammenfassung des NIS2 Umsetzungs- und \r\nCybersicherheitsstärkung-Gesetzes\t65\r\nAnhang 5: KI-Verordnung und Informationssicherheit\t73\r\nMitwirkende der BDEW-Projektgruppe Sicherheit & Resilienz\t79\r\n\r\n\r\nHinweise zur Verwendung\r\n\r\nDie nachfolgende Anwendungshilfe soll den Unternehmen der Wasserwirtschaft einen mög-lichst schnellen und einfachen Einstieg sowie Orientierung bieten, um die Pflichten aus dem KRITIS-Dachgesetz (nachfolgend: KRITISDachG) und dem NIS2-Umsetzungsgesetz (nachfolgend NIS2-UG) umzusetzen. Gleichzeitig besteht damit die Chance, die betriebliche Sicherheit und Resilienz der Unternehmen generell weiter zu verbessern. Die einzelnen Kapitel geben prakti-sche Hinweise und Empfehlungen zur Umsetzung, nützliche Verweise auf weiterführende Quellen sowie Erläuterungen zu einzelnen Aufgaben. \r\n\r\nDie dargestellten Empfehlungen im Vorgehen beziehen sich auf die Rechtslage im Mai 2026. Sie ersetzen weder Einzelfallprüfungen, eine individuelle Rechtsberatung noch vollumfängli-che und zertifizierbare Managementsysteme.\r\n \r\nEinleitung\r\n\r\nLiebe Kolleginnen und Kollegen der Wasserwirtschaft,\r\n \r\nSicherheit und Resilienz, die in der politischen und öffentlichen Diskussion deutlich an Bedeu-tung gewonnen haben, sind für uns als Unternehmen der Trink- und Abwasserwirtschaft in Deutschland schon seit langem Verpflichtung. Ohne unsere grundlegenden Dienstleistungen der Daseinsvorsorge können das Zusammenleben in unseren Städten und Gemeinden, aber auch die Wirtschaft, nicht funktionieren. \r\n \r\nDamit Trinkwasser und Abwasser auch weiterhin 24/7 x 365 Tage im Jahr zuverlässig laufen können, müssen wir über den Rand unserer Versorgungsgebiete hinaus auch globale Verände-rungen im Blick behalten und vorausschauend Prävention und unsere Reaktionsfähigkeit in un-terschiedlichsten krisenhaften Situationen stärken sowie unsere Prozesse und Strukturen an-passen.  \r\n \r\nWie wichtig das ist, erleben wir beim fortschreitenden Klimawandel, der gerade in unserem Sektor mit wachsenden Extremwetterereignissen ganz erhebliche Anstrengungen sowohl im Hinblick auf präventive Anpassungsmaßnahmen als auch im Hinblick auf Bewältigung und Kri-senstrategien im Ereignisfall notwendig macht. \r\n \r\nSpätestens mit der Corona-Pandemie haben wir zudem lernen müssen, dass auch unsere Lie-ferketten, beispielsweise bei den für uns so notwendigen Fällmitteln, extrem brüchig waren. \r\n \r\nHinzugekommen sind mit inzwischen weit ausgereifter Digitalisierung unserer technischen, kaufmännischen, personellen oder kommunikativen Prozesse auch Abhängigkeiten von zum Teil marktbeherrschenden Anbietern und deren Produkten. Gleichzeitig vergrößern sich mit wachsender Digitalisierung, darunter auch zunehmende KI-Anwendungen, generell auch die Risiken für Daten- und Informationssicherheit. \r\nAllein schon vor diesem Hintergrund lohnt es sich, Schutzbedürfnisse neu zu überdenken.  \r\n \r\nDie Steuerung über gut durchdachte Systeme vom Risiko-, über das Krisen-, das Datenschutz- und Informationssicherheitsmanagement bis hin zum auditierten technischen Sicherheitsma-nagement, bilden bisher eine sehr gute Basis dafür, unsere Dienstleistungen versorgungssicher und in der gesetzlich geforderten Qualität zu liefern. \r\n \r\nNeu ist jedoch eine sich deutlich verändernde Sicherheitslage. Seit einigen Jahren, mit sowohl stetig steigenden Angriffszahlen als auch stetig steigender Professionalität, stellt Cyberkrimina-lität - ganz gleich, ob monetär oder politisch motiviert - eine wachsende Bedrohung dar. Häu-fig stehen dabei Unternehmen der Daseinsvorsorge, darunter auch die Wasserwirtschaft, im Fokus. \r\n \r\nDer anhaltende Krieg Russlands gegen die Ukraine, die Spannungen und auch militärischen Auseinandersetzungen im Nahen Osten, die wachsende globale Instabilität, wirtschaftliche wie militärische Abhängigkeiten und eine ganze Reihe bedrohlicher wie leider auch denkbarer Szenarien, die uns ganz unmittelbar betreffen können, markieren eine Zäsur. Hybride Bedro-hungsszenarien, die neben konkreten Schäden auch Unruhe und Angst in unserem Land ver-breiten sollen, lassen sich nicht wegdiskutieren, sondern erfordern kluges Handeln.  \r\n \r\nIm Ringen um tragfähige Lösungen für Europa und für unser Land kommen Sicherheit und Resi-lienz, insbesondere in der Wasserver- und Abwasserentsorgung, eine besondere Bedeutung zu. Dies spiegeln auch die reformierten Rechtsrahmen wider, die mit dem KRITISDachG  sowie dem NIS2-Umsetzungsgesetz  für viele Unternehmen der Wasserwirtschaft Gültigkeit haben.\r\n\r\nZiel beider sich ergänzender Gesetze ist es, die Sicherheit und Resilienz sowohl für die Netz-werk- und Informationstechnologien in zentralen Prozessen sowie für die physischen Anlagen und Infrastrukturen zu verbessern. Auf Basis eines „All-Gefahren-Ansatzes“ sind bei der physi-schen Sicherheit Szenarien wie Naturkatastrophen, Spionage, Sabotage, Terroranschläge, aber auch massives menschliches Versagen im Rahmen einer Risikoanalyse in den Blick zu nehmen und hierauf aufbauend, bestmögliche Maßnahmen zu etablieren, konkret ei-nen Resilienzplan aufzustellen. Hiermit sollen Schäden bestmöglich vorgebeugt, abgewehrt oder nach Schadenseintritt möglichst rasch beseitigt werden, um die Versorgungssicherheit wieder herzustellen.  \r\n \r\nDas KRITISDachG nimmt aktuell die Betreiber kritischer Ver- und Entsorgungsstrukturen ab 500.000 zu versorgenden Personen in den Blick. Das NIS2-UG verpflichtet Betreiber bereits ab einer Unternehmensgröße von mind. 50 Mitarbeitenden oder einem Jahresumsatz und einer Jahresbilanzsumme von jeweils mindestens 10 Mio. Euro. Damit sind viele Unternehmen nach NIS2 verpflichtet, die bisher nicht im Anwendungsbereich der KRITIS-Regulierungen waren.  \r\n \r\nGerade weil unseren Dienstleistungen eine besondere Bedeutung zukommt, ist es sinnvoll und geboten, dass nicht nur formal auf eine Gesetzeserfüllung geblickt wird. Unternehmen der Trink- und Abwasserbranche sollten auch ohne unmittelbare gesetzgeberische Betroffenheit Sicherheit und Resilienz unter den aktuellen Entwicklungen hybrider Bedrohungen neu denken oder Bestehendes überdenken. Das gebietet unsere Verantwortung vor Ort! \r\n \r\nAufbauend auf den guten Grundlagen, die wir schon haben, auf Erfahrungswissen und partner-schaftlichen Austausch, soll diese Anwendungshilfe dabei unterstützen, zunächst einen guten Einstieg in die gesetzlichen Erfordernisse zu finden. Ebenfalls nützlich sind auch die Anregun-gen, Hinweise und Empfehlungen aus der Praxis, die Sicherheit und Resilienz aus konkreter wasserwirtschaftlicher Perspektive verbessern helfen können. Darüber hinaus wird es voraus-sichtlich in Kürze weitere Rechtsverordnungen bzw. Anpassungen von rechtlichen Rahmen ge-ben, welche dann zu gegebener Zeit in einer überarbeiteten Version dieser Anwendungshilfe über den BDEW zur Verfügung gestellt werden.\r\n\r\nNicht zuletzt geht es auch um den politischen Dialog, den wir auf zentraler Verbandsebene intensiv führen, etwa zu Fragen der Finanzierung oder der Abgrenzung zur staatlich definierten Schutzpflicht, wie sie bereits im Grundgesetz angelegt ist. \r\n \r\nWir müssen handeln und wir werden handeln. Die Anwendungshilfe soll eine gute Unterstüt-zung dabei bieten.\r\n\r\nIhre Gunda Röstel\r\n\r\n(Vizepräsidentin Wasser/Abwasser BDEW, Kaufmännische Geschäftsführerin Stadtentwässe-rung Dresden GmbH/ Prokuristin GELSENWASSER AG)\r\n \r\n1\tPrüfung Betroffenheit und Anwendungsbereich\r\n\r\nJedes Unternehmen muss selbstständig prüfen, ob es in den Scope des NIS2-Umsetzungsgesetzes (NIS2-UG) und des KRITIS-Dachgesetzes (KRITISDachG) fällt. Das Ergebnis ist zu dokumentieren. Es empfiehlt sich, eine frühzeitige Abstimmung mit den jeweiligen Auf-sichtsbehörden, der Verwaltung, Aufsichtsräten, Stakeholdern wie auch möglichen Vertrags-partnern bei operativen Aufgabenübertragungen vorzunehmen. \r\n\r\nHinweis:\r\nNach aktueller Rechtslage definiert das KRITISDachG die Betreiber kritischer Anlagen noch anders als das NIS2-UG. Aktuell gilt nach dem KRITISDachG ein Unternehmen der Wasserwirt-schaft dann als KRITIS-Betreiber und damit betroffen, sofern es mind. 500.000 Einwohner was-serbezogen ver- oder entsorgt. Das NIS2-UG, welches das BSI-Gesetz erweitert, bezieht sich auf die Definitionen der KRITIS-Betreiber in der BSI-KRITIS-Verordnung. Hier werden neben bestimmten Anlagenkategorien die Schwellenwerte von 500.000 Einwohnerwerten im Abwas-serbereich sowie 22 Mio. m³/Jahr Trinkwasseraufbereitung und -verteilung für die Wasserver-sorger genannt. Das NIS2-UG weitet diesen Kreis der betroffenen Unternehmen jedoch auf deutlich kleinere Ver- und Entsorger aus. \r\n\r\nKonkret sind aktuell Unternehmen mit mehr als 50 Mitarbeitenden oder einem Jahresum-satz und einer Jahresbilanzsumme von jeweils 10 Mio. EUR von NIS2 betroffen. Vom KRI-TISDachG sind nur solche Unternehmen betroffen, die einen Versorgungsgrad von mind. 500.000 Einwohnern haben. \r\n\r\nDie nachfolgenden Ausführungen sollen, orientiert an der aktuellen Rechtslage, die Einord-nung erleichtern und grundlegende Fragen beantworten.\r\n\r\nKRITISDachG:\r\n\r\nEine erste Einschätzung zum Adressatenkreis ist über die nachfolgende Grafik möglich:\r\n\r\n \r\nAbbildung 1: Betroffenheit der Sektors Wasser nach dem KRITISDachG\r\n\r\n \r\nTrink- und Abwasser sind über die Nennung des Sektors „Wasser“ explizit in § 4 Abs. 1 Nr. 6 vom Geltungsbereich des KRITISDachG erfasst. Darüber hinaus liegt der Schwellenwert aktuell bei 500.000 Einwohnern, die wasserbezogen ver- oder entsorgt werden. Dies soll nach § 5 durch eine ergänzende Rechtsverordnung konkretisiert werden, die sektor-, branchen-, und anlagespezifische Schwellenwerte festlegen wird. \r\n\r\nDaneben kann nach § 5 Abs. 1 Nr. 4 sowie § 5 Abs. 7 eine gesonderte Einstufung eines Betrei-bers auch über das Bundesministerium des Innern sowie über die jeweils zuständigen Landes-behörden erfolgen. Dies geschieht in der Regel durch die Innenministerien der Länder, die trotz Unterschreitens der geltenden Schwellenwerte eine Anlage dem Anwendungsbereich des KRITISDachG zuordnen, weil sie von strategischer oder sonstiger wichtiger Bedeutung ist. Ge-gen diese Entscheidung kann zwar Widerspruch eingelegt werden, allerdings hat der Wider-spruch keine aufschiebende Bedeutung und die Landesbehörden haben einen weiten Ermes-sensspielraum, der rechtlich schwer überprüfbar ist.\r\n\r\n \r\nNIS2-Umsetzungsgesetz\r\n\r\n\r\n\r\nDas NIS2-UG erweitert den Anwendungsbereich des bisherigen BSI-Gesetzes (BSIG) erheblich. Dadurch sind künftig nicht mehr nur die Betreiber der kritischen Anlagen (KRITIS) in der Was-serwirtschaft betroffen, diese bleiben unverändert im Adressatenkreis, sondern auch viele kleinere und mittlere Betreiber von Wasserversorgungsanlagen und Abwasserbeseitigungsan-lagen. \r\nDie Schwellenwerte für die Betreiber, die als KRITIS gelten und damit von NIS2 betroffen sind, ergeben sich wie bisher aus der BSI-KRITIS-Verordnung , welche am BSI-Gesetz aufgehangen ist. Ob Betreiber, die unterhalb dieser KRITIS-Schwellenwerte liegen, von NIS2 betroffen sind, hängt hingegen von der Unternehmensgröße, also Anzahl der Mitarbeitenden oder einem bestimmten Jahresumsatz und einer bestimmten Jahresbilanzsumme ab.\r\n\r\nBetreiber kritischer Anlagen (KRITIS):\r\nOb ein Unternehmen als Betreiber einer kritischen Anlage gilt, ist wie bisher anhand der BSI-KRITIS-Verordnung zu prüfen. Dabei gelten die betriebene Anlagenkategorie und jeweilige Schwellenwerte in der Ver- bzw. Entsorgung als maßgebliche Kriterien:\r\nTrinkwasserversorgung\r\nAnlagenkategorie\tBemessungskriterium\tSchwellenwert\r\nGewinnungsanlage\tGewonnene Wassermenge in Millionen m3/Jahr\t22\r\nAufbereitungsanlage (Was-serwerk)\tAufbereitete Trinkwasser-menge in Millionen m3/Jahr\t22\r\nWasserverteilungssystem\tVerteilte Wassermenge in Millionen m3/Jahr\t22\r\nLeitzentrale\tVon den gesteuer-ten/überwachten Anlagen gewonnene, transportierte oder aufbereitete Wasser-menge in Millionen m3/Jahr\t22\r\n\r\nAbwasserbeseitigung\r\nAnlagenkategorie\tBemessungskriterium\tSchwellenwert\r\nKanalisation\tAngeschlossene Einwohner\t500.000\r\nKläranlage\tAusbaugröße in Einwohner-werten\t500.000\r\nLeitzentrale\tAusbaugrößen der Anlagen in Einwohnerwerten oder angeschlossene Einwohner der gesteuerten oder über-wachten Anlagen\t500.000\r\n\r\nHinweis:\r\nHier kann es in der Festlegung der KRITIS-Betreiber zu einer Diskrepanz zwischen Trink- und Abwasser kommen. Der Schwellenwert im Trinkwasserbereich von 22 Mio. m³/Jahr beruht auf dem Bundesdurchschnitt des täglichen Wasserverbrauchs pro Person/pro Tag von 121 Litern, hochgerechnet auf 500.000 Personen. Da die Trinkwasserverbräuche jedoch regional variie-ren können, kann es sein, dass ein Trinkwasserversorger in einer Stadt mit 500.000 Einwoh-nern noch nicht als KRITIS gilt, da die Wasserverbräuche der zu versorgenden Einwohner unter dem Bundesdurchschnitt liegen. Gleichzeitig kann in derselben Stadt der zuständige Abwas-serentsorger aufgrund seiner Ausbaukapazität als KRITIS gelten. Der BDEW wirbt dafür, dass diese Diskrepanz durch eine Novelle der BSI-KRITIS-Verordnung aufgelöst wird.\r\n\r\nBesonders wichtige und wichtige Einrichtungen:\r\nLiegt ein Betreiber von Wasserversorgungs- oder Abwasserbeseitigungsanlagen unterhalb der Versorgungsgrade, die die BSI-KRITIS-Verordnung definiert, kann man dennoch als besonders wichtige oder wichtige Einrichtung im Sinne des NIS2-UG adressiert sein. Dies ist durch § 28 Abs. 1 Nr. 4 sowie § 28 Abs. 2 Nr. 3 geregelt.\r\nEntscheidend ist hier zunächst, ob die Anlagen, die betrieben werden, in die Kategorien der Anlage 1 des NIS2-UG fallen:\r\n\r\nTrinkwasserversorgung\tBetreiber von Wasserversorgungsanlagen im Sinne von § 2 Nummer 3 TrinkwV, je-doch unter Ausschluss der Lieferanten, für die die Lieferung von Wasser für den menschlichen Gebrauch ein nicht wesentli-cher Teil ihrer allgemeinen Tätigkeit der Lieferung anderer Rohstoffe und Güter ist\r\nAbwasserbeseitigung\tUnternehmen, die Abwasser nach § 54 Ab-satz 1 WHG sammeln, entsorgen oder be-handeln, jedoch unter Ausschluss der Un-ternehmen, für die das Sammeln, die Ent-sorgung oder die Behandlung solchen Ab-wassers ein nicht wesentlicher Teil ihrer allgemeinen Tätigkeit ist \r\n\r\nWerden demnach Wasserversorgungs- oder Abwasserbeseitigungsanlagen betrieben, gilt die Unternehmensgröße als entscheidendes Kriterium zur Festlegung der Betroffenheit.\r\n\r\nAls besonders wichtige Einrichtung nach dem NIS2-UG gelten Betreiber, wenn sie:\r\n•\tmehr als 250 Mitarbeitende beschäftigen oder\r\n•\teinen Jahresumsatz von über 50 Millionen Euro und zudem eine Jahresbilanzsumme von über 43 Millionen Euro aufweisen\r\n\r\nIst das Unternehmen kleiner und liegt unterhalb der Schwellenwerte der besonders wichtigen Einrichtungen, kann es dennoch in die Kategorie der wichtigen Einrichtungen fallen und wä-re dann ebenfalls von NIS2 betroffen. Als wichtige Einrichtung nach dem NIS2-UG gelten Be-treiber, wenn sie:\r\n•\tmehr als 50 Mitarbeitende beschäftigen oder\r\n•\teinen Jahresumsatz und eine Jahresbilanzsumme von jeweils über 10 Millionen Euro aufweisen\r\n\r\nIm NIS2-UG sind die Unternehmen der Kategorien besonders wichtige und wichtige Einrich-tungen im § 28 Abs. 1 Nr. 4 sowie § 28 Abs. 2 Nr. 3 nicht explizit als kleinere Betreiber be-nannt. Vielmehr findet sich dort die Formulierung:\r\n„sonstige natürliche oder juristische Personen oder rechtlich unselbstständige Organi-sationseinheiten einer Gebietskörperschaft, die anderen natürlichen oder juristischen Personen entgeltlich Waren oder Dienstleistungen anbieten und die einer der in Anla-ge 1 bestimmten Einrichtungsarten zuzuordnen sind“\r\nBei der Ausdeutung ist der Verweis auf die Einrichtungsarten in der Anlage 1 entscheidend. Hieraus geht hervor, dass es sich bei den Organisationseinheiten, die Waren und Dienstleis-tungen anbieten, um Ver- und Entsorger der Wasserwirtschaft im Sinne der TrinkwV bzw. des WHG handelt.\r\n\r\nWenn der Betrieb solcher Anlagen der Trink- und Abwasserwirtschaft nur einen geringen Teil einer ansonsten anderweitigen Geschäftstätigkeit eines Unternehmens ausmacht, ist es mög-lich, für diesen Anteil nicht nach NIS2 reguliert zu sein. Dies ist gemäß § 28 Abs. 3 festgelegt. Damit wird im Einzelfall vermieden, dass eine nur geringfügige Nebentätigkeit zu einer un-verhältnismäßigen Identifizierung als wichtige oder besonders wichtige Einrichtung führt. Auch wenn die Abgrenzung hierzu nicht einfach abzuleiten ist, können mögliche Anhaltspunkte für diese Bewertung etwa die Anzahl der in diesem Bereich tätigen Mitarbeitenden oder der durch diese Geschäftstätigkeit erwirtschaftete Umsatz bzw. die Bilanzsumme für diesen Be-reich sein. Ein Indiz, dass es sich nicht um eine vernachlässigbare Geschäftstätigkeit handelt, kann auch eine Nennung des Unternehmens in einem Gesellschaftervertrag, einer Satzung oder einem vergleichbaren Gründungsdokument der Einrichtung sein . \r\n\r\nEine weitere Orientierungshilfe zur NIS2-Betroffenheitsprüfung bietet zudem das BSI mit ei-nem Online-Prüfungstool  an. Obgleich hiermit in wenigen Schritten anhand konkreter Fragen überprüft werden kann, ob ein Unternehmen in den Anwendungsbereich des Gesetzes fällt, ist weder das Ergebnis rechtlich bindend noch besteht ein Anspruch auf Vollständigkeit und Rich-tigkeit der Inhalte.\r\n\r\nEmpfehlungen für Unternehmen der Wasserwirtschaft in unterschiedlichen Kooperations-formen\r\nWer selbst als Betreiber wasserwirtschaftlicher Anlagen in den Anwendungsbereich des KRI-TISDachG und NIS2-UG fällt und als Kooperationspartner für andere Aufgabenträger der Was-serwirtschaft Verantwortung übernommen hat, sollte in Abstimmung mit den jeweiligen Ko-operationspartnern die Frage einer weitergehenden Betroffenheit sorgfältig prüfen. Aus bei-den Gesetzlichkeiten lassen sich keine klaren Ableitungen für im Wassersektor spezifische Formen der Zusammenarbeit ableiten. Wir empfehlen daher zunächst prinzipiell eine indivi-duelle vertragsrechtliche Prüfung. Nachfolgend finden sich spezifische Hinweise zu einzelnen Kooperationsformen:\r\n•\tKonzessionen und Betriebsführungen: \r\nWenn ein Unternehmen operative Aufgaben über Konzessionen oder Betriebsführungs-verträge an Dritte überträgt, sind die jeweilige Betroffenheit und die Verantwortlichkei-ten für Sicherheits- und Meldepflichten klar zu regeln. Dies ist auch für jene Fälle zu empfehlen, in denen ein Unternehmen durch die Summe seiner Dienstleistungstätig-keit für andere Unternehmen in den Anwendungsbereich beider Gesetzlichkeiten kommen könnte. Verträge sollten daher überprüft und gegebenenfalls angepasst wer-den. Üblicherweise enthalten Verträge salvatorische Klauseln, die eine Vertragsanpas-sung an geänderte gesetzliche Rahmenbedingungen ermöglichen.  Dies schließt auch den Umgang mit möglichen Finanzierungsthemen für notwendig werdende Maßnah-men mit ein. \r\n\r\n•\tBeteiligungen und Querverbundunternehmen: \r\nBei Beteiligungen und Querverbundunternehmen hängt die Frage der Betroffenheit da-von ab, inwieweit das beteiligte Unternehmen bzw. durch die Konstruktion des Quer-verbundes Einfluss auf kritische Anlagen der Wasserwirtschaft ausgeübt wird, vor allem aber, wie oben schon beschrieben, welcher Anteil der Gesamtgeschäftstätigkeit dem Betrieb wasserwirtschaftlicher Anlagen zuzurechnen wäre.\r\n\r\n•\tInterkommunale Zusammenarbeit: \r\nBei Zweckverbänden oder öffentlich-rechtlichen Kooperationen empfiehlt es sich eben-falls bei möglicher Betroffenheit durch beide Gesetzlichkeiten, die zugrunde liegenden Verträge oder Satzungen zu überprüfen und gegebenenfalls anzupassen. Ziel ist es auch hier, die regulatorischen Pflichten, Zuständigkeiten und Meldewege eindeutig festzule-gen. Anpassungen der Verbandsbeiträge können notwendig werden, wenn zusätzliche Ressourcen für die Umsetzung der regulatorischen Anforderungen erforderlich sind.\r\n \r\nHinweis: In beiden gesetzlichen Regelungen, spielen die verschiedenen Kooperationsformen, die im Wassersektor etabliert sind, keine gesonderte Rolle, weshalb es auch keine entspre-chenden Festlegungen gibt. Der aktuell reformierte Gesetzesstand mit dem KRITISDachG und dem NIS2-UG ist jedoch Ausdruck erhöhter Sicherheitsrisiken und -bedürfnisse für die Bran-che: Versorgungsinfrastruktur muss zuverlässig geschützt werden, und dafür muss klar eine verantwortliche Stelle bestimmt sein. Die empfohlenen vertraglichen Regelungen dienen ge-nau dazu, mögliche Verantwortlichkeiten praktisch zuzuordnen und das Sicherheitsniveau zu gewährleisten.\r\n \r\n2\tPflichten der Geschäftsführung\r\n\r\nBei Betroffenheit durch das KRITISDachG und dem NIS2-UG ist es essenziell, dass die Ge-schäftsführung die formale Gesamtverantwortung für die Umsetzung im Unternehmen über-nimmt und notwendige Prozesse initiiert. Sie haftet persönlich für die Einhaltung der Vorga-ben. Zudem müssen Verantwortliche im Unternehmen benannt werden, auch gegenüber den zuständigen Behörden, die die Umsetzung operativ steuern und als Ansprechpartner der Be-hörden fungieren.\r\n\r\nSowohl in Bezug auf das KRITISDachG wie auch beim NIS2-UG obliegt die Gesamtverantwor-tung für das Einhalten aller Pflichten der Geschäftsführung. Sie haftet persönlich für die physi-sche, die Informations- und Cybersicherheit sowie generell für die Resilienz des jeweiligen Unternehmens. Sie muss entsprechend für angemessene präventive wie reaktive Schutz- und Steuerungssysteme sorgen, welche Schadensereignisse bestmöglich verhindern oder minimie-ren, im Schadensfall ein rasches Wiederherstellen des operativen Betriebes ermöglichen so-wie den Erfordernissen in der gesetzgeberisch gebotenen Meldepflicht nachkommen.\r\n\r\nUm die technischen und organisatorischen Prozesse zur Sicherheit der Informationstechnik mit ausreichend fundierten Kenntnissen anleiten und überwachen zu können, wurde im NIS2-UG festgeschrieben, dass die Geschäftsführung entsprechende Schulungen nachweisen muss. Ein vorläufiger Leitfaden  zu den Schulungspflichten der Geschäftsführung wurde bereits vom BSI veröffentlicht. Die Schulungen müssen bei Betroffenheit durch das NIS2-UG gegenüber dem BSI nachgewiesen werden können, umfassen mindestens 4 Stunden und mindestens alle 3 Jah-re zu wiederholen. VBEW  sowie EW-Medien  bieten regelmäßig entsprechende Schulungs-formate an.\r\n\r\nEin weiterer wichtiger Punkt, der durch die Geschäftsführung initiiert und umgesetzt werden muss, ist die Benennung mindestens einer Person im Unternehmen, die die Umsetzung der Pflichten operativ steuert und gegenüber den Behörden als zentraler Ansprechpartner fun-giert. Diese Person sollte i.d.R. dann auch die Funktion der verpflichtenden Schadensmeldung bei den zuständigen Meldestellen übernehmen und eine entsprechende 24/7-Erreichbarkeit sicherstellen. Es empfiehlt sich hierfür, eine Stellvertretung zu benennen.\r\n3\tRegistrierung des Unternehmens / Meldung im Schadensfall\r\n\r\nBei Betroffenheit durch das NIS2-UG muss sich das Unternehmen gemäß § 33 Abs. 1 bis zum 05. März 2026 beim BSI-Portal registriert haben. Bei Betroffenheit durch das KRITISDachG muss sich das Unternehmen gemäß § 8 Abs. 1 drei Monate nach Feststellung einer kritischen Anlage beim BSI-Portal registriert haben. In beiden Fällen ist ein ELSTER-Organisationszertifikat für die Registrierung notwendig. Treten Schadensereignisse ein, müs-sen diese unter Beachtung zeitlicher Fristen in den entsprechenden Portalen gemeldet wer-den. Eine Schadensereignismeldung ist auch ohne vorhergehende Registrierung möglich.\r\n\r\nDas Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) sowie das Bundesamt für Be-völkerungsschutz und Katastrophenhilfe (BBK) haben für den Registrierungsprozess eine ge-meinsame Stelle geschaffen, welche formal beim BSI angesiedelt ist. In diesem Portal  müs-sen sich die Unternehmen in einem zweistufigen Prozess registrieren. Zunächst erfolgt die Erstellung eines Unternehmenskontos („Mein Unternehmenskonto“) im BSI-Portal. Im nächs-ten Schritt erfolgt dann die eigentliche Registrierung des Unternehmens. Hierfür muss zuvor ein ELSTER-Unternehmenskonto  eingerichtet werden, sofern noch keines vorliegt. \r\n\r\nTritt ein Schaden ein, muss das Unternehmen schnellstmöglich diesen Schaden bei der zustän-digen Stelle melden. In Bezug auf Vorfälle im Zusammenhang mit Informationstechnik ist eine entsprechende Meldung beim BSI  zu machen. Sollte zu diesem Zeitpunkt noch keine vorher-gehende Unternehmensregistrierung erfolgt sein, kann auch ohne Registrierung eine Scha-densmeldung gemacht werden. Wichtig ist, dass die Meldung binnen 24 Stunden nach Erken-nen des Schadensereignis erfolgt.\r\n\r\nIn Bezug auf jegliche anderen betriebsgefährdenden Ereignisse, muss eine Meldung bei einer vom BSI und BBK gemeinsam eingerichteten Meldestelle erfolgen. Auch hier ist innerhalb von 24 Stunden nach Kenntnis des Vorfalls eine Meldung zu machen. Nach den Vorgaben in § 18 Abs. 2 KRITISDachG müssen folgende Informationen angegeben werden:\r\n\r\n•\tArt, Ursache und mögliche Folgen\r\n•\tAnzahl der vom Vorfall Betroffenen\r\n•\tDas betroffene geografische Gebiet – Achtung: Wegen Abstimmung mit Bundes-wehr neben Straßennamen und Nr. auch GIS-Daten übermitteln\r\n•\tWeitere Einzelheiten durch BBK\r\n\r\n4\tÜbersicht zentraler Pflichten für Anwender\r\n\r\nDie nachfolgende Übersicht stellt die wesentlichen Pflichten aus beiden Gesetzesakten für die Anwender zur Verfügung. Eine ausführliche Erläuterung erfolgt in den Anlagen 3 und 4.\r\n\r\nPflicht\tKRITISDachG \tNIS2-UG \r\n\tBetreiber \r\nkritischer Anlagen\tBetreiber kritische Anlagen / Be-sonders wichtige Einrichtungen & wichtige Einrichtungen im Was-sersektor\r\nBetroffenheits-prüfung\t§ 4 Abs. 1 Nr. 6 & § 5 Abs. 1\r\n\r\nAb 500.000 zu versorgenden Ein-wohnern oder durch behördliche Festlegung\r\n\r\nHinweis: Spezifischere Festlegungen sind über eine gesonderte Rechts-verordnung zu erwarten\t§ 28\r\n\r\nBetreiber einer für die Versorgung kritischen Anlage = besonders wich-tige Einrichtung:\r\n•\tTrinkwasserversorger ab 22 Mio. m³/Jahr\r\n•\tAbwasserentsorger ab 500.000 EW/Personen\r\n\r\nBetreiber einer Wasserversorgungs- oder Abwasserbeseitigungsanlage (nach Anlage 1 NIS2-UG):\r\n\r\nBesonders wichtige Einrichtung:\r\n•\tAb 250 Mitarbeitende oder Jahresumsatz von mind. 50 Mio. EUR und Jahresbilanz-summe von mind. 43 Mio. EUR\r\n\r\nWichtige Einrichtung:\r\n•\tAb 50 Mitarbeitende oder Jahresumsatz und Jahresbi-lanzsumme von jeweils über 10 Mio. EUR\r\n\r\nTool zur Betroffenheitsprüfung  beim BSI nutzbar\r\n\r\nRegistrierungs-pflicht\t§ 8 Abs. 1\r\n\r\nRegistrierung beim BSI-Portal :\r\ninnerhalb 3 Monate nach Feststel-lung als KRITIS-Betreiber \t§ 33\r\n\r\nRegistrierung beim BSI-Portal:\r\ninnerhalb 3 Monate nach Inkrafttre-ten = Bis zum 05. März 2026\r\nMeldepflicht im Schadensfall\t§ 18 Abs. 1\r\n\r\nMeldung erfolgt beim BSI :\r\nInnerhalb von 24 h Erstmeldung, Aktualisierungsmeldung mit Scha-densbewertung, innerhalb von ei-nem Monat Abschlussmeldung\t§ 32\r\n\r\nMeldung erfolgt beim BSI:\r\nInnerhalb von 24 h Erstmeldung, innerhalb von 72 h Aktualisierungs-meldung mit Schadensbewertung, innerhalb von einem Monat Ab-schlussmeldung\r\nAbsicherung der betriebskritischen Systeme und An-lagen / Angriffs-erkennung\t§ 13 Abs. 2 Nr. b – c\r\n\r\nAbsicherung und Angriffserkennung insb. Liegenschaftsabsicherung, bspw. durch Überwachungs- und Detektionssysteme\r\n\t§ 31 Abs. 2\r\n\r\nSysteme zur Angriffserkennung nach dem Stand der Technik  - \r\n\r\n\r\nEmpfehlung: Anwendung B3S Was-ser/Abwasser \r\nBenennung 24/7-Kontaktstelle ggü. BBK / BSI\t§ 8 Abs. 1 Nr. 6\r\n\r\nKontaktstelle setzt dies voraus\t§ 33 Abs. 2\r\n\r\nAngabe von Kontaktdaten setzt dies voraus\r\nRisikomanage-ment/ Risikoana-lyse/ Risikobe-wertung\t§ 12\r\n\r\nRisikoanalyse und Risikobewertung mind. alle 4 Jahre, methodische Vorgaben können durch das BMI durch Rechtsverordnung erlassen werden\r\n\r\nEmpfehlung: Anwendung eines BCMS \r\n\r\nHinweis: Eine ausführliche Beschrei-bung zur Beantwortung dieser An-forderungen angelehnt an das BCMS findet sich in Kapitel 5\t§§ 30 f.\r\n\r\nRisikomanagement für Sicherheit in der Informationstechnik\r\n\r\nEmpfehlung: Anwendung eines ISMS und Risikomanagementsystems (RMS) \r\n\r\nHinweis: Aspekte des ISMS sind in Kapitel 5 integriert\r\nResilienzpflich-ten/ Resilienzplan\t§ 13\r\n\r\nGewährleistung der Resilienz – Ver-hinderung von Vorfällen, angemes-sener physischer Schutz nach dem Stand der Technik, Vorfälle wirksam begrenzen und zügige Wiederher-stellung\r\n\r\nEmpfehlung: Anwendung eines BCMS\r\n\r\nHinweis: Eine ausführliche Beschrei-bung zur Beantwortung dieser An-forderungen findet sich in Kapitel 5.\t§§ 30 f.\r\n\r\nSiehe oben\r\nUnterrichtungs-pflicht ggü. Kun-den/Öffentlichkeit bei Vorfällen\t§ 18 Abs. 8\r\n\r\nBBK entscheidet über Information der Öffentlichkeit, Vollzug entweder durch das BBK oder den Betreiber auf Anweisung des BBK\t§§ 35 f.\r\n\r\nBSI entscheidet über Information an Empfänger der Dienstleistung (Kun-den) oder der Öffentlichkeit \r\nHaftung und Schulung der Ge-schäftsleitung\t§ 20\r\n\r\nPersönliche Haftung der Geschäfts-leitung für Umsetzung von Resilien-zmaßnahmen\t§ 38\r\n\r\nPersönliche Haftung der Geschäfts-leitung für Umsetzung Risikoma-nagement\r\n\r\nVerpflichtende regelmäßige Schu-lung zu Risikomanagementpraktiken im Bereich Sicherheit in der Infor-mationstechnik\r\nNachweispflicht/ Dokumentation ggü. Zuständiger Behörde\t§ 16\r\n\r\nBBK kann über BSI Nachweise einho-len oder Betreiber direkt zur Vorlage entsprechender Nachweise insb. eines Resilienzplanes auffordern\r\n\r\nEmpfehlung: Die Anwendung eines BCMS kann als fundierte Grundlage für die Nachweise dienen\r\n\r\nHinweis: Eine nachgeordnete Rechtsverordnung zu ergänzenden methodischen Vorgaben zum Aufbau eines Resilienzplanes bleibt abzu-warten\r\n\t§ 39\r\n\r\nNachweise über Risikomanage-mentmaßnahmen müssen gegen-über BSI mind. alle 3 Jahre nachge-wiesen werden\r\n\r\nEmpfehlung: Die Anwendung eines ISMS und des Branchenstandards B3S kann als fundierte Grundlage für die Nachweise dienen\r\n\r\n\r\n\r\n \r\n5\tAufbau eines Resilienzplanes \r\n\r\nNach dem KRITIS-Dachgesetz und dem NIS2-UG sind die betroffenen Unternehmen verpflich-tet, auf Grundlage einer individuellen Risikobewertung entsprechende Maßnahmen zur Ver-besserung ihrer Sicherheit und Resilienz umzusetzen (siehe auch Übersichtstabelle oben). \r\n\r\nIm KRITISDachG finden sich diese Anforderung in § 12 „Risikoanalyse und Risikobewertung“ sowie in § 13 „Resilienzplan“. Im NIS2-UG findet sich dies im § 30 „Risikomanagementmaß-nahmen“ wieder. In beiden Fällen geht es darum, auf Basis einer individuellen Risikobewer-tung Schwachstellen im Unternehmen im Hinblick auf die physische wie Informations- und Cybersicherheit zu ermitteln und diese mit entsprechenden Maßnahmen und Plänen auszu-statten.\r\n\r\nAuf Unternehmensebene kann dies durch die Entwicklung eines ganzheitlichen Resilienzpla-nes  beantwortet werden. Einen Überblick hierzu vermittelt folgende Grafik: \r\n\r\n   \r\nAbbildung 3: Mögliches Schema eines Resilienzplanes\r\n\r\nDie in diesem Kapitel beschriebenen Schritte zur Entwicklung eines Resilienzplanes bauen auf bestehenden Managementsystemen auf, darunter vor allem auf dem Business Continuity Ma-nagementsystem (BCMS). Ein BCMS eignet sich, um systematisch zu ermitteln, was im Unter-nehmen geschützt werden muss, welche Risiken relevant sind (Risikoanalyse), wo vorsorgende Schutzmaßnahmen ansetzen sollten, was im Falle einer signifikanten Betriebsstörung oder -unterbrechung zu tun ist und wie ein schneller Wiederhochlauf des Betriebs gewährleistet werden kann. Bereits im Unternehmen vorhandene Risikomanagementsysteme und Krisen-managementpläne können hier integriert werden. Mit diesem Managementsystem lassen sich demnach die wesentlichen Anforderungen des KRITISDachG unter § 12 beantworten.\r\n\r\nIn Bezug auf die Anforderungen des NIS2-UG lassen sich einige der in § 30 formulierten An-forderungen wie die Risikoanalyse, die Bewältigung von Sicherheitsvorfällen oder das Auf-rechterhalten des Betriebs ebenfalls mit dem BCMS beantworten, sofern hier Risiken der In-formationssicherheit mitbetrachtet werden.\r\n\r\nDie nachfolgenden Unterkapitel geben einen Überblick und Orientierung über die Anforde-rungen eines BCMS, welche um Aspekte der Informationssicherheit ergänzt wurden. Die Aus-führungen ersetzen jedoch keine vollumfänglichen und zertifizierbaren Managementsysteme, sondern erleichtern lediglich das Verständnis für deren Aufbau. Insbesondere beim NIS2-UG sollte darüber hinaus auch ein Informationssicherheitsmanagementsystem (ISMS) bzw. auch branchenspezifische Sicherheitsanforderungen in Bezug auf die Informationssicherheit im Un-ternehmen umgesetzt werden.\r\n\r\nRelevante Managementsysteme zur Beantwortung der Anforderungen aus dem KRITISDachG und NIS2-UG aus aktueller Sicht:\r\n\r\n•\tBusiness Continuity Managementsystem (BCMS)\r\no\tBSI-Standard 200-4  oder ISO/IEC 22313 \r\n•\tRisikomanagementsystem (RMS)\r\no\tBSI-Standard 200-3  oder ISO/IEC 27005 \r\n•\tInformationssicherheitsmanagementsystem (ISMS)\r\no\tBSI-Standard 200-1  und 200-2  oder ISO/IEC 27001 \r\n•\tB3S Wasser/Abwasser \r\no\tVon DVGW und DWA erarbeitet, auf Abfrage erhältlich\r\n•\tTechnisches Sicherheitsmanagement (TSM)\r\n\r\nErgänzend können auch weitere Grundlagen konsultiert werden wie die Leitlinien zum Kri-senmanagement der DIN  oder die kürzlich veröffentlichte DIN SPEC 14027 zur Corporate Security . \r\n\r\n5.1\tIdentifikation wesentlicher Prozesse\r\n\r\nZunächst sollten die betriebskritischen Prozesse im Unternehmen identifiziert werden, die bei einer Beeinträchtigung oder Unterbrechung ein hohes Schadenspotenzial ausbilden können. Hierbei ist es wichtig, die richtige Granularität zu finden und nicht jeden Einzel- oder Unter-stützungsprozess als betriebskritisch zu definieren.\r\n\r\nHinweis: \r\nHier geht es noch nicht um mögliche Ursachen für Ausfälle, sondern nur darum festzulegen, welche Prozesse besonders schützenswert sind und nicht unterbrochen werden sollten.\r\n\r\nUm die Schutzziele im Unternehmen festzulegen, sollte zunächst damit begonnen werden, die Hauptprozesse zu identifizieren, die möglichst störungsfrei funktionieren sollten. Hierbei emp-fiehlt es sich, nicht jeden Unterstützungs- und Unterprozess als eigenständiges Schutzziel mit-aufzunehmen, sondern für die Haupttätigkeiten eine angemessene Granularität der Prozesse zu finden. \r\n\r\nBeispiele für die Prozessdefinition:\r\n\r\nWasserversorgung\tAbwasserentsorgung\r\nRohwasserförderung\tAbwassersammlung\r\nRohwasseraufbereitung\tAbwasseraufbereitung\r\nTrinkwasserverteilung\tAbwassereinleitung\r\nPersonalmanagement\tKlärschlammmanagement\r\nEnergieversorgung\tPersonalmanagement\r\nIT-Management\tEnergieversorgung\r\n\tIT-Management\r\n\r\nFür die unternehmensindividuell festgelegten betriebskritischen Prozesse sollte je Prozess ein Prozesseigner festgelegt werden, welcher die Prozesse verantwortlich steuert und über alle notwendigen Ressourcen und Abhängigkeiten Auskunft geben kann. In der Praxis ist dies oft eine entsprechende Führungskraft. Bedient ein Betreiber beide Versorgungssparten, so sind die Prozesse immer ganzheitlich d. h. in KRITIS-Verbünden und damit auch in ihren Abhängig-keiten zueinander zu betrachten.\r\n\r\n \r\n5.2\tErmittlung zeitkritischer Prozesse und Schadenskategorien\r\n\r\nFür die zuvor festgelegten wesentlichen Prozesse muss ermittelt werden, ab welchem Zeit-raum der Ausfall der jeweiligen Prozesse signifikante oder sogar untragbare Schäden hervor-ruft. Hierbei muss das Schadensausmaß in Bezug auf verschiedene Schadenskategorien be-trachtet und bewertet werden. Mögliche Prozess- und Ressourcenabhängigkeiten werden ebenfalls ermittelt. Bereits vorhandene Schutzmaßnahmen spielen hier noch keine Rolle, die Betrachtung bezieht sich immer auf den „worst case“, also einen kompletten Prozessausfall.\r\nHinweis:\r\nDieser wichtige Schritt entspricht der sog. Business Impact Analysis (BIA), die Teil des Business Continuity Managements (BCM) ist. \r\n\r\nDie Zeitkritikalität eines Prozesses sagt aus, wie lange ein Prozess ausfallen kann, bis ein un-tragbarer Schaden entsteht. Dies ist später wichtig, da für diesen Zeitraum entsprechende Notbetriebsmaßnahmen festgelegt werden sollen, die verhindern, dass ein Prozessausfall es-kaliert. Innerhalb dieses Zeitraumes sollten auch die Maßnahmen zum Wiederanlauf des Normalbetriebes umgesetzt werden können.\r\nBei der Ermittlung der Zeitkritikalität geht es im Wesentlichen darum, die folgenden Fragen zu beantworten: \r\n•\tWann wird ein Ausfall eines Prozesses untragbar? \r\n•\tWelche Art von Schäden können bei einem Ausfall entstehen?\r\nVorab festzulegen:\r\nBevor die Zeitkritikalität der einzelnen Prozesse bewertet werden kann, müssen vorab ver-schiedene Betrachtungsparameter festgelegt werden, die für jede Prozessbetrachtung gleich-bleibend sind.\r\nZunächst gilt es, verschiedene Schadenskategorien festzulegen, auf die ein Prozessausfall hin betrachtet werden kann. Neben finanziellen Schäden können auch andere Aspekte eine Rolle spielen, die sich nur schlecht finanziell beziffern lassen, beispielsweise eine Gefahr für Leib und Leben oder ein Reputationsschaden. \r\nBeispiele für wesentliche Schadenskategorien:\r\n•\tMassive Beeinträchtigung der Aufgabenerfüllung / Versorgungssicherheit\r\n•\tErhebliche finanzielle Auswirkungen\r\n•\tRechtliche Verstöße mit erheblichem Strafmaß (gegen Gesetze, Vorschriften, Verträge)\r\n•\tPersönliche Unversehrtheit (Personal, Kunden)\r\n•\tDauerhafte Reputationsschäden\r\n\r\nAls nächstes sollten Schadensklassen definiert werden, die aussagen, wie hoch ein Schaden innerhalb einer Schadenskategorie wäre.\r\nBeispiel für die Definition von Schadensklassen:\r\n•\tSehr gering\r\n•\tGering\r\n•\tMittel\r\n•\tHoch\r\n\r\nEbenfalls sollten vorab Betrachtungszeiträume für mögliche Prozessausfälle definiert werden, also Zeitintervalle, die den Verlauf eines Prozessausfalls darstellen können. \r\nBeispieldefinition eines Betrachtungszeitraumes für mögliche Prozessausfälle:\r\n•\t15 Minuten\r\n•\t4 Stunden\r\n•\t3 Tage\r\n•\t7 Tage\r\n•\t14 Tage\r\n•\t30 Tage (ermöglicht Periodenwechsel wie z. B. Lohnfortzahlungen, Monatsabschlüsse etc. in den Blick zu nehmen)\r\nHinweis: Da die Wasserwirtschaft zur Daseinsvorsorge und kritischen Infrastruktur zählt, soll-ten die zeitlichen Betrachtungspunkte nicht erst nach Tagen beginnen. \r\n \r\n\r\nBewertungsprozess:\r\nNachdem die Parameter entsprechend definiert wurden, startet der Bewertungsprozess der einzelnen betriebskritischen Prozesse. Dies sollte in Form von Einzelinterviews oder gemein-samen Workshops mit den jeweiligen Prozesseignern stattfinden. Je Prozess sollte je Scha-denskategorie die Zeitkritikalität eingeschätzt werden. Maßgeblich geht es dabei um die Be-antwortung zweier Fragen:\r\n\r\n1.\tWelche Auswirkung (Schadensklasse) in Bezug auf Schadenskategorie X ergibt sich durch einen Ausfall des Prozesses Y ab einer bestimmten Zeit? Ab welchem Zeit-punkt wird ein Ausfall untragbar? \r\n\r\nDarüber hinaus sollte eingeschätzt werden, welche Einflüsse der betrachtete Prozess zu ande-ren Prozessen hat und welche Ressourcen für die Funktionalität des betrachteten Prozesses unabdingbar sind, also:\r\n2.\tWelche grundsätzlichen Einflüsse auf oder Abhängigkeiten von anderen Prozessen bestehen und welche Ressourcen sind für den Wiederanlauf des Prozesses kritisch?\r\n\r\nHierbei ist es wichtig, sowohl die vorgelagerten als auch die nachgelagerten Prozesse einzu-beziehen, um einen genauen Abhängigkeitsplan aller betriebskritischen Prozesse aufzustellen. Externe Lieferketten werden dabei als Ressourcen betrachtet.\r\nBeispiel für eine mögliche Ressourcenliste:\r\no\tIT/OT (Technik, Systeme, Steuerung etc.)\r\no\tInformationen/Daten (z. B. in Prozessleitsystemen zu Mengen, Frachten, Para-metern etc.)\r\no\tInfrastruktur (z. B. Gebäude, Becken, Leitungen etc.)\r\no\tPersonal\r\no\tEnergie\r\no\tBetriebsmittel\r\no\tDienstleister\r\no\tFinanzmittel\r\n\r\nTabelle 1 Beispiel Bewertung Prozess- und Ressourcenabhängigkeiten\r\nBetrachteter Pro-zess\tVorgelagerte Pro-zesse\tNachgelagerte Prozesse\tNotwendige Res-sourcen (für den betrachteten Pro-zess)\r\nBeispiel Trinkwas-serprozess:\r\nTrinkwasserauf-bereitung\tRohwassergewin-nung\r\n\tTrinkwassertrans-port und Vertei-lung\tOT: Anlagen, Pumpen etc.\r\nInfrastruktur\r\nIT\r\nInformatio-nen/Daten\r\nBetriebsmittel\r\nEnergie\r\nPersonal\r\nBeispiel Abwas-serprozess:\r\nAbwasseraufbe-reitung\tAbwassersamm-lung\tAbwassereinlei-tung\r\n\r\nSchlammbehand-lung\tOT: Anlagen, Pumpen etc.\r\nInfrastruktur\r\nIT\r\nInformatio-nen/Daten\r\nBetriebsmittel\r\nEnergie\r\nPersonal\r\n\r\nErgebnis:\r\n•\tZeitkritikalität:\r\nDie Auswertung der Zeitkritikalität der Prozesse gibt Auskunft über die Schutzbe-dürftigkeit einzelner Prozesse gegenüber Ausfällen. \r\n\r\n•\tProzessabhängigkeiten:\r\nVerkettungen einzelner Prozesse geben Auskunft darüber, wie sich Ausfälle im Unter-nehmen auswirken können, dies muss bei Notfallplänen beachtet werden.\r\n\r\n•\tRessourcen:\r\nDie ermittelten Ressourcen, die zum Wiederanlauf eines zeitkritischen Prozesses benö-tigt werden, sind die Schutzgüter, auf die sich die zu entwickelnden Resilienzmaßnah-men und -pläne konzentrieren sollten.\r\n\r\nHinweis: Auch Informationen und Daten sind wichtige Ressourcen, die bei fast allen zeitkri-tischen Prozessen eine wichtige Rolle spielen. Daher sollten auch mögliche Informations- und Datenverluste mit einer maximal tolerierbaren Zeit bewertet werden. Hiernach kön-nen sich künftig die Intervalle von Backups richten bzw. auch geklärt werden, an welchen Stellen generell weiterführende Maßnahmen zur Informationssicherheit ansetzen sollten.\r\n5.3\tDurchführen einer strukturierten Risikoanalyse\r\n\r\nNachdem die Schutzbedürftigkeit der einzelnen Prozesse im Unternehmen und ihrer Ressour-cen ermittelt wurde, geht es nun in der Risikoanalyse um die Ermittlung von Ursachen, die sich prozessgefährdend auswirken könnten. Hierbei muss zunächst eine Liste der möglichen Gefährdungsszenarien aufgestellt werden. Dazu wird das Verhältnis von Bedrohung und Schwachstellen ermittelt. Dann wird ermittelt, wie hoch jeweils die Eintrittswahrscheinlichkeit eingeschätzt wird und wie groß das Schadensausmaß sein kann. Die Betrachtung bezieht sich auf die Gefährdung der Verfügbarkeit der kritischen Ressourcen als Schutzgüter.\r\n\r\nHierbei sollte auf bereits vorhandene Risikomanagementsysteme aufgebaut werden.\r\nDies gilt auch für bereits vorhandene Schutzmaßnahmen und Krisenpläne, welche in die Be-wertung der Risiken einbezogen werden und sich risikomindernd auswirken. \r\n\r\nIm Ergebnis erhält man mit dieser Risikoanalyse eine Aussage darüber, welche Ressourcen und auch Prozesse gegen welche Gefährdungen mit weiteren präventiven wie reaktiven Maß-nahmen hinterlegt werden sollten. \r\n\r\nLeitfrage: Welche Gefahren können die Verfügbarkeit der kritischen Ressourcen beeinträchti-gen?\r\n\r\nErstellung einer Gefährdungsliste\r\n\r\nZunächst sollte eine Liste aller möglichen Gefährdungen erstellt werden, die das Potenzial haben, betriebskritische Prozesse zu gefährden. Hierzu kann neben der nachfolgenden Grafik auch der BSI-Standard 200-3  genutzt werden. Im Kapitel 4 des BSI-Standards werden zahlrei-che Gefährdungen mit Fokus auf Informationssicherheitsrisiken gelistet. Darüber hinaus soll-ten weitere Gefährdungen aus anderen Bereichen ebenfalls erfasst werden, dazu verpflichtet der „All-Gefahren-Ansatz“ aus dem KRITISDachG. \r\n\r\n \r\nAbbildung 4: Mögliche Gefährdungen in der Wasserwirtschaft\r\n* Operationsplan Deutschland: Definiert konkrete Maßnahmen für den Verteidigungsfall und umfasst militärische und zivile Akteure, um Deutschland als logistische Drehscheibe für die NATO zu sichern. Dies bezieht auch die was-serwirtschaftlichen Unternehmen als wichtige Versorger bei NATO-Truppenverlegungen mit ein. \r\n\r\nAuswirkungen auf kritische Ressourcen\r\n\r\nNach der Erstellung der Gefährdungsliste sollte zunächst ermittelt werden, ob sich die jeweili-gen Gefährdungen auf die kritischen Ressourcen (Schutzgüter) auswirken können. Dieser Schritt kann die darauffolgende Risikoanalyse verkürzen, wenn hier bereits festgestellt wird, dass bestimmte Risiken keine oder nur geringe Auswirkungen auf die Ressourcen haben. \r\n\r\nHinweis: In Bezug auf Informationen und Daten als Ressource sollte hier nicht nur der Verlust der Verfügbarkeit als prozesskritisches Risiko angesehen werden, sondern auch der Verlust der Integrität sowie Vertraulichkeit, da hierdurch ebenfalls Unterbrechungen kritischer Pro-zesse ausgelöst werden können.\r\n \r\n\r\n\tIT/OT\tInfra-struktur\tPer-sonal\tEner-gie\tBe-triebsmit-tel\tInformationen\r\n\t\t\t\t\t\tVer-füg-bar-keit\tIn-tegri-tät\tVer-trau-lich-keit\r\nHochwasser\tRelevant\tRelevant\tWeniger relevant\tRelevant\tRelevant\tRelevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\r\nHitze- und anhaltende Trockenheit\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\r\nPandemie\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tRelevant\tWeniger relevant\tRelevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\r\nBrand in \r\nAnlage\tRelevant\tRelevant\tRelevant\tRelevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\r\nTerrorismus/ Anschlag\tRelevant\tRelevant\tWeniger relevant\tRelevant\tWeniger relevant\tRelevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\r\nCyberangriff\tRelevant\tWeniger relevant\tWeniger relevant\tRelevant\tWeniger relevant\tRelevant\tRelevant\tRelevant\r\n…\t\t\t\t\t\t\t\t\r\nTabelle 2: Beispiel Beurteilung Gefährdungen je zeitkritischer Ressource – In diesem Beispiel wäre die Gefährdung „Hitze und anhaltende Trockenheit“ nicht relevant für die weitere Risi-koanalyse\r\n\r\nDie Gefährdungsübersicht gibt Auskunft, welche Gefährdungen in der Risikoanalyse genauer auf ihr Schadenspotenzial und Eintrittswahrscheinlichkeiten hin bewertet werden sollten. Die Ermittlung der relevanten Ressourcen je nach Risikokategorie ist zudem die Grundlage für die spätere Entscheidung, wo Maßnahmen im Unternehmen ansetzen müssen.\r\n \r\n\r\nRisikobewertung:\r\n\r\nIm nächsten Schritt muss ermittelt werden, wie hoch die Eintrittswahrscheinlichkeit jeder Ge-fährdung ist und wie hoch das Schadenspotenzial bei Eintritt in Bezug auf die wesentlichen Ressourcen im Unternehmen eingeschätzt wird.\r\n\r\nDie Eintrittswahrscheinlichkeit einer Gefährdung kann anhand konkreter Erfahrungswerte, wissenschaftlicher Statistiken und Prognosen oder sonstiger fundierter Erkenntnisse einge-schätzt werden. \r\n\r\nBeispielkategorisierung für die Eintrittswahrscheinlichkeit:\r\n\r\n•\tSelten \r\n(Ereignis könnte höchstens alle 5 Jahre eintreten)\r\n•\tMittel \r\n(Ereignis könnte alle 5 Jahre bis einmal im Jahr eintreten)\r\n•\tHäufig\r\n(Ereignis könnte einmal im Jahr bis einmal pro Monat eintreten)\r\n•\tSehr häufig\r\n(Ereignis könnte mehrmals im Monat eintreten)\r\n\r\nJede Gefährdung muss auch im Hinblick auf ihr potenzielles Schadensausmaß auf die kriti-schen Ressourcen betrachtet werden. Der Maßstab für das Schadensausmaß ist sowohl quanti-tativ (Anzahl der gefährdeten Ressourcen, siehe oben) wie auch qualitativ bewertbar. In der Praxis empfiehlt es sich, beide Betrachtungsdimensionen einzubeziehen.\r\n\r\nFür die qualitative Bewertung ist zwischen direkten Schäden (Wiederbeschaffungskosten, Wiederherstellungs- und Reparaturkosten) und Folgeschäden (Kosten durch Stillstand, Image-verlust, Transaktionskosten, Schadenszahlungen durch mögliche Grenzwertverletzungen, po-tenzielle Inanspruchnahme durch Dritte, welche durch Ausfall von Dienstleistungen zu Scha-den kamen) zu unterscheiden. Die Summe der direkten Schäden und der Folgeschäden ergibt die gesamte Schadensauswirkung.\r\n\r\nHinweis: Bereits etablierte Schutzmaßnahmen wie ein vorhandenes Hochwasserschutzkonzept, Übungspläne, Sicherheitselemente in der IT-Infrastruktur, Ausweichsysteme etc. können das Netto-Risiko in der Einschätzung mindern.\r\n\r\nBeispielkategorisierung Schadensausmaß (jeweils auf Grundlage der quantitativen und quali-tativen Einschätzung):\r\n\r\n•\tVernachlässigbar\r\n•\tBegrenzt\r\n•\tBeträchtlich\r\n•\tExistenzbedrohend\r\n\r\n\r\nSchadensausmaß\t\t\t\t\r\nExistenzbedrohend\tMittel\tHoch\tHoch\tSehr hoch\t\r\nBeträchtlich\tMittel\tMittel\tHoch\tHoch\t\r\nBegrenzt\tGering\tGering\tMittel\tMittel\t\r\nVernachlässigbar\tGering\tGering\tGering\tGering\t\r\n\tSelten\tMittel\tHäufig\tSehr häufig\tEintrittswahrschein-lichkeit\r\nTabelle 3: Beispiel Risikomatrix\r\n\r\nErgebnis:\r\n\r\nDie Risikoanalyse gibt Auskunft über den Grad der Exponiertheit der kritischen Ressourcen. Je höher das Risiko eingeschätzt wird, umso dringender sollten vorhandene Maßnahmen aktuell gehalten und ggf. auch neue Maßnahmen entwickelt werden, die das Netto-Risiko im Hinblick auf die jeweilige Gefährdung senken.\r\n\r\nHinweis: Zu ermittelnde Maßnahmen auf Grundlage der Risikoanalyse müssen auch wirt-schaftlich angemessen sein. Nicht jedes ermittelte Risiko kann im Hinblick auf die Verhältnis-mäßigkeit der Kosten mit Maßnahmen hundertprozentig abgesichert werden. Diese Entschei-dung zur Akzeptanz eines verbleibenden Restrisikos ist von der Geschäftsleitung zu treffen und muss dokumentiert werden sowie bei künftigen Evaluierungen der Risikoanalyse erneut über-prüft werden. \r\n5.4\tErstellung einer strategischen Maßnahmenplanung\r\n\r\nNach der Ermittlung der betriebskritischen Ressourcen und Prozesse sowie der jeweiligen Ri-siken und Schwachstellen muss nun eine übergreifende Strategie entwickelt und durch die Geschäftsführung beschlossen werden. Diese legt fest, an welchen Stellen präventive Maß-nahmen zur Verbesserung des Schutzniveaus umgesetzt werden sollten und für welche Ge-fährdungen Krisenpläne, Notbetriebslösungen und Wiederherstellungspläne erstellt werden müssen. \r\nNachdem die Schutzziele übergreifend festgelegt wurden, müssen auf Ebene der zeitkritischen Prozesse Notfallpläne und -maßnahmen entwickelt sowie präventive Schutzmaßnahmen iden-tifiziert und umgesetzt werden. Bereits bestehende Schutzmaßnahmen und Krisenpläne wer-den hier integriert. \r\n\r\nHinweis: Im Business Continuity Management entspricht dieser Schritt den Business-Continuity-Strategien und -Lösungen, dem Geschäftsfortführungsplan sowie dem Wiederan-lauf- und Wiederherstellungsplan. Ergänzt wird dies um präventive Schutzmaßnahmen, um einen ganzheitlichen Resilienzplan zu entwickeln.\r\n\r\nÜbergeordnete strategische Planung\r\nNachdem die Schutzgüter (betriebskritischen Ressourcen) sowie die Schwachstellen (Risiko-bewertung) ermittelt wurden, sollte durch die Geschäftsleitung beschlossen werden, welche Schutzziele mit einem Resilienzplan verfolgt werden. Das heißt, es muss entschieden werden, welche ermittelten Risiken mit Maßnahmen ausgerüstet werden, um das Schutzniveau des Unternehmens weiter zu verbessern.\r\nDie Schutzziele entsprechen den zu schützenden betriebskritischen Ressourcen, die den jewei-ligen zeitkritischen Prozessen im Unternehmen zugeordnet sind. Dementsprechend muss nun je Ressourcenkategorie bzw. je Prozess eine Strategie entwickelt werden, mit der sowohl das Schutzniveau verbessert werden kann (präventive Maßnahmen) als auch die Geschäftsfortfüh-rung im Schadensfall schnellstmöglich wieder anlaufen kann (reaktive Maßnahmen). Hierbei werden bereits vorhandene Schutzmaßnahmen oder Krisenpläne beachtet und einbezogen.\r\n\r\n \r\nAbbildung 5: Bestandteile der Maßnahmenplanung\r\n\r\nProzessbezogene reaktive Pläne und Maßnahmen:\r\nReaktive Pläne konzentrieren sich auf den Umgang mit eingetretenen Schadensereignissen und daraus resultierenden Prozessausfällen. Sie umfassen sowohl organisatorische Verfah-rensweisen wie die Bereitstellung und Koordination von Mitarbeitenden, den Einsatz von Res-sourcen als auch die Wiederherstellung des Normalbetriebes und bauen auf den Erkenntnis-sen der Business Impact Analyse wie auf denen der Risikoanalyse auf. \r\nDie organisatorischen Pläne und Notfallmaßnahmen sollten je zeitkritischem Prozess festge-legt und in eine übergeordnete Eskalationsplanung eingebunden werden. Ein übergeordneter Krisenstab kann bei multiplen Prozessausfällen entscheiden, wo und wie Ressourcen effektiv eingesetzt und welche Maßnahmen priorisiert werden. Er kann zudem die Kommunikation mit den Behörden und Organisationen mit Sicherheitsaufgaben (Polizei, Feuerwehr, Katastrophen-schutz, BSI etc.) steuern.\r\nDas Ziel jeder prozessbezogenen Planung sollte die Wiederherstellung des Normalbetriebs des jeweiligen Prozesses sein und sich daher auf die Wiederherstellung der notwendigen Ressour-cen konzentrieren und Maßnahmen für den Übergang bzw. den Anlauf eines Notbetriebs fest-legen. Diese Pläne sollten dezidiert und in Abstimmung mit der Geschäftsführung ausgearbei-tet und dokumentiert werden und müssen allen relevanten Mitarbeitenden im Ernstfall so-wohl digital wie auch auf Papier zugänglich sein.\r\n\r\nGeschäftsfortführungspläne (Notfallmaßnahmen)\r\nDurch die Ermittlung der zeitkritischen Prozesse wurden jene Zeiträume festgelegt, innerhalb derer ein Prozessausfall entweder wiederhochgefahren oder durch einen Notbetrieb auf-rechterhalten werden muss. Diese Reaktionszeit gibt also vor, wie schnell Maßnahmen greifen müssen. Kann ein Prozess nicht innerhalb dieser Zeit wieder vollständig hochgefahren werden, müssen Notfallressourcen zum Einsatz kommen und Notfallpläne zum Einsatz kommen, um einen Notbetrieb zu gewährleisten, also eine zumindest eingeschränkte Fortführung des Pro-zesses. Für jede kritische Ressource eines Prozesses muss daher ermittelt werden:\r\n•\tWelche Notfallressourcen müssen geschaffen/vorgehalten werden (z. B. Notstromag-gregate, redundante Pumpensysteme, parallele IT-Systeme, Ausweichgebäude bei Ge-bäudeausfällen etc.), um einen Notbetrieb zu ermöglichen?\r\n•\tWie lange sollte diese Notfallressource den Notbetrieb mindestens aufrechterhalten können (Ergebnisse aus der Ermittlung zeitkritischer Prozesse entscheidend)?\r\n•\tWie kann die reguläre Ressource wiederhergestellt werden, um den Prozess in den Normalbetrieb zurückzuversetzen?\r\n\r\nJe nach Schadenssituation können ggf. auch kurzfristig umsetzbare Brücken- oder Behelfslö-sungen (Quickfixes und Workarounds) zum Tragen kommen, um mind. ein Notbetriebsniveau zu erreichen. Gibt es beispielsweise durch einen Brand einen Gebäudeausfall, so kann ein zeitweises Ausweichen auf alternative Gebäude oder Homeoffice eine kostengünstige Kom-pensation darstellen. \r\n\r\nIn der Praxis kann es vorkommen, dass nicht alle ermittelten Risiken bzw. kritischen Ressour-cen mit Notfallmaßnahmen ausgestattet werden können. Dies kann zum Beispiel daran liegen, dass die Kosten für eine Notbetriebslösung zu hoch und nicht der Eintrittswahrscheinlichkeit oder des erwarteten Schadensausmaßes angemessen sind. In diesen Fällen muss dokumentiert werden, dass diese Risiken durch die Geschäftsleitung akzeptiert werden und hierzu keine wei-tere Maßnahmenplanung erfolgt.\r\n\r\nGeschäftswiederanlauf- und Wiederherstellungspläne\r\nNeben der Herstellung eines Notbetriebes muss parallel an der Ursachenbeseitigung gearbei-tet werden, um einen schnellstmöglichen Wiederanlauf einzuleiten und die vollständige Wie-derherstellung des Prozesses zu gewährleisten. \r\nDer erste Schritt ist also immer die Ursachenermittlung für einen Prozessausfall. Sobald diese gefunden wurde, startet der Wiederanlauf des Prozesses, indem die notwendigen Ressourcen zum Beispiel neubeschafft, repariert oder neukonfiguriert werden. Die hierfür jeweils not-wendigen Mittel (Finanzen, Personal, Materialien etc.) müssen für jede betriebskritische Res-source definiert werden. \r\nIm nächsten Schritt müssen Wiederanlaufpläne festgelegt werden, die ein genaues Ablauf- und Prüfschema festhalten, welches gleichzeitig sowohl als Dokumentation des Vorgangs als auch als Checkliste durch die Prozess- und Ressourcenverantwortlichen genutzt werden kann. \r\nDiese Wiederanlaufpläne müssen von der Geschäftsführung auf Vollständigkeit, Plausibilität und Aktualität kontrolliert und anschließend freigegeben werden. Dies ist auch wichtig, um die übergeordnete strategische Planung zu ermöglichen.\r\nHilfestellungen für den Wiederanlauf und die Wiederherstellung der Prozesse sind in Form von Dokumentenvorlagen beim BSI erhältlich. \r\n\r\nÜbungen und Tests\r\nDie aufgestellten Pläne zur Geschäftsfortführung, zum Wiederanlauf und zur Wiederherstel-lung müssen regelmäßig geübt und getestet werden, die relevanten Mitarbeitenden sollten stets zu allen Belangen gut geschult und informiert sein. Durchgeführte Tests müssen doku-mentiert und ausgewertet werden. Hieraus abgeleitete Verbesserungsbedarfe müssen im nächsten Planungszyklus adressiert werden.\r\n\r\nPräventive Pläne und Maßnahmen\r\nDie Ergebnisse der Auswertung der Zeitkritikalität der betrieblichen Prozesse sowie die Risi-koanalyse geben Auskunft über den Schutzbedarf einzelner Ressourcen im Unternehmen. Ne-ben den Plänen und Maßnahmen zur Schadensminimierung im Ernstfall, sollten auch präven-tive Schutzmaßnahmen umgesetzt werden, die unter Umständen Vorfälle und Schäden verhin-dern oder zumindest ihr Ausmaß minimieren können. \r\nVorsorgende Sicherheitsmaßnahmen sollten sowohl im Bereich des physischen Objektschutzes wie auch im Bereich der Cybersicherheit ansetzen. Hierbei ist zu beachten, dass die Informa-tionssicherheit sowohl digital als auch physisch umgesetzt werden muss und damit beide Be-reiche tangiert. Dabei umfassen präventive Maßnahmen nicht nur technische, sondern auch organisatorische Maßnahmen, die das Sicherheitsniveau verbessern.\r\nZu den technisch umsetzbaren präventiven Sicherheitsmaßnahmen zählen beispielsweise:\r\n•\tFunktionierende und schwarzfallsichere (mechanische Öffnung möglich) Schließsyste-me auf dem Betriebsgelände, an Gebäuden und Büros\r\n•\tEffektive Zugangskontrollen (Mitarbeitende, Gäste, Vertragspartner, Fahrzeuge, etc.)\r\n•\tEffektiver Objektschutz (Zäune, Kamerasysteme, Sensortechnik, etc.)\r\n•\tBeleuchtungskonzept\r\n•\t24/7-Überwachung OT/IT sowie Reaktionen durch qualifiziertes Personal\r\n•\tBerechtigungskonzepte / Authentifizierung (IT-Systeme)\r\n•\tDatensicherung / Backupsysteme* (eigene Serverstrukturen, Clouds)\r\n•\tSchutz vor Schadprogrammen (Anti-Virensoftware, Sperren von bestimmten Domains)\r\n•\tVerschlüsselung/Kryptografie (bei der Verarbeitung, Übertragung und Speicherung von Informationen)\r\n•\tSysteme zur Angriffserkennung\r\n\r\n* Zur Erstellung und Umsetzung eines Datensicherungskonzepts bietet das BSI Hinweise . Darüber hinaus bietet das BSI auch eine generelle Handreichung  zur Behandlung von Sicher-heitsvorfällen im Bereich der Informationssicherheit an.\r\n\r\nZu den organisatorischen Maßnahmen zählen beispielweise: \r\n•\tInterne Richtlinien mit Festlegungen von Verantwortlichkeiten und Prozessabläufen (z. B. zu Datenschutz, Compliance, Informationssicherheit etc.)\r\n•\tSchulung und Sensibilisierung von Mitarbeitenden (z. B. zur Selbstwirksamkeit in Bezug auf Sicherheitsbelange oder zum Verhalten bei Sicherheitsvorfällen)\r\n•\tSicherheitsüberprüfungen (z. B. Revision und externe Audits, Penetrationstests etc.)\r\n \r\n6\tFinanzierung von Sicherheits- und Resilienzmaßnahmen\r\n\r\nNicht nur für die Bürgerinnen und Bürger sowie die Wirtschaft und andere Versorgungsunter-nehmen ist Versorgungssicherheit im Wassersektor von höchstem Wert. Auch für die Operati-onsfähigkeit der Bundeswehr und ihrer Verbündeten sowie wesentlicher Teile der Behörden und Organisationen mit Sicherheitsaufgaben (BOS), darunter Feuerwehr, Katastrophenschutz oder Technisches Hilfswerk, bilden diese Dienstleistungen wichtige Voraussetzungen zur eige-nen Aufgabenerfüllung im Krisen-, Katastrophen- oder Angriffsfall.\r\n\r\nFür einen wirksamen Schutz in der Wasserver- und Abwasserentsorgung müssen deshalb die Finanzierung von Sicherheits- und Resilienzmaßnahmen, darunter eine breite Palette von In-vestitionen, eindeutig als betriebsnotwendige Maßnahmen anerkannt werden.\r\nDie Refinanzierung zur Kostenanerkennung, ganz gleich, ob dies über die kartellrechtliche Preiskontrolle im Tarifbereich bei privatrechtlich organisierten Unternehmen erfolgt oder bei öffentlich-rechtlich organisierten Unternehmen über Gebührenrecht und Kommunalaufsicht, muss zeitnah und sicher gewährleistet sein. \r\n\r\nSo stellt sich allein schon im Rahmen der im BBK Merkblatt “Vorsorgemaßnahmen zur Sicher-stellung der Trinkwassernotversorgung (2022)”  enthaltenen Empfehlungen, die öffentliche Wasserversorgung bei einem großflächigen Stromausfall mindestens 72 Stunden so funktions-tüchtig zu halten, dass über diesen Zeitraum Wasser in Trinkwasserqualität bereitgestellt und Abwasser abgeführt werden kann, die Frage der kartellrechts- und gebührenrechtskonformen Kalkulation. Hierzu ist zeitnah eine rechtlich anzuerkennende Definition betriebsnotwendiger Kosten in der Tarifkalkulation und im Gebührenkontext durch Entgelte/Umlagen zu schaffen.\r\n\r\nDer BDEW setzt sich intensiv für eine entsprechende Anpassung innerhalb der bestehenden regulierten Entgeltsysteme ein, um eine klare Rechtsgrundlage für die Refinanzierung von Kosten über Preise und Gebühren sowie aus staatlichen Mitteln zu schaffen.\r\nMit wachsender hybrider Bedrohungslage ist es jedoch auch dringend angezeigt, erhöhte Schutz- und Resilienzbedarfe für den Wassersektor auch über den von der Schuldenbremse ausgenommenen Verteidigungshaushalt und einen noch einzurichtenden Resilienzfonds zu finanzieren.\r\n\r\nDarüber hinaus stehen für Wasserver- und Abwasserentsorger bislang eher kleinere Förder-programme zur Verfügung, um Investitionen in Sicherheits- und Resilienzmaßnahmen gemäß KRITISDachG und NIS2-UG zu finanzieren. Diese reichen von zinsgünstigen KfW-Krediten über limitierte Zuschüsse für IT-Sicherheit (z. B. BAFA, MID NRW) bis hin zu limitierten EU-Förderungen (EFRE, Horizon Europe). Darüber hinaus empfehlen wir, die Fördermittelpro-gramme des jeweiligen Bundeslandes auf Eignung zur Finanzierungsunterstützung zu prüfen. \r\n\r\nStaatliche Mitfinanzierung soll und muss dazu beitragen, die betriebliche Tragfähigkeit not-wendig werdender Kosten zu garantieren und gleichermaßen Verzögerungen und breite öf-fentlichkeitswirksame Diskussionen, wie beispielsweise zu Gebührenerhöhungen, die in der Regel durch das jeweilige Gremium wie z. B. Stadtrat, Verbandsrat etc. zu diskutieren und zu beschließen sind und nicht selten längere Zeit in Anspruch nehmen, zu vermeiden.\r\nWeil nicht erst in einer akuten Bedrohungslage oder gar im Verteidigungsfall Schutz- und Resilienzmaßnahmen geschaffen und investiert werden können, ist zeitnah auf politischer Ebene die unbürokratische Umsetzung in beiden Finanzierungssträngen zu ermöglichen. \r\n\r\nNicht zuletzt ist auf Bundesebene insbesondere auch dafür Sorge zu tragen, dass eine bundes-einheitliche Praxis hierfür sichergestellt wird. Eine ansonsten erforderliche Abstimmung mit 16 Landeskartellbehörden und/oder Kommunalaufsichtsbehörden wäre weder leistbar noch zielführend im Interesse von Sicherheit und Resilienz. Förderseitig in Frage kommen hierbei sowohl spezifisch deklarierte Förderprogramme der Länder, die Bundesförderung für Infra-strukturmaßnahmen sowie die Investitionsmittel, die unmittelbar der Verteidigung zugeordnet wurden. \r\n\r\nUnternehmensseitig setzt dies jedoch voraus, dass entsprechend der Erfordernisse aus dem KRITISDachG und dem NIS2-UG sowie nach entsprechender Risikoanalyse im All-Gefahrenansatz, ein klarer Überblick zu neuen notwendigen Maßnahmen und Investitionen besteht. Hierbei können zunächst auch solche Maßnahmen und Investitionen als förderlich für die Sicherheit und Resilienz identifiziert worden sein, die deutlich über die bisherige Verant-wortung eines störungsfreien Normalbetriebes hinausgehen. \r\n\r\nErfahrungswerte aus dem Krisenmanagement im Umgang mit Extremwetterereignissen, mehrtägigen Energieausfällen, Cyberattacken oder dem Umgang mit Pandemie bieten hierbei eine wertvolle Grundlage. Vom effektiven Objektschutz, über redundante technische Systeme bis hin zur 24/7 Überwachung im IT- und OT-Bereich ist Vieles bereits adressiert. Zu den bis-her eher ungewohnten Maßnahmen können dabei unter anderem Systeme zur Detektion und Abwehr von Drohnen, die Schaffung interoperabler Kommunikationssysteme zum Austausch mit den BOS, zusätzliches, spezifisch geschultes Personal, der Ausbau von Schutzräumen, zu-sätzliche redundante Infrastrukturen oder auch eine umfängliche, lokal übergreifende Lager-bewirtschaftung technisch wie in wichtigen Einsatzstoffen gehören.\r\n\r\nNeben den Abstimmungen zu den notwendigen Maßnahmen für mehr Sicherheit und Resilienz und deren Finanzierung, empfehlen wir zudem zu prüfen und in der Kostenumlage ebenfalls ansatzfähig einzustufen, im Planansatz grundsätzlich einen zweckgebundenen, angemessenen Anteil des Aufwandes für die Finanzierung notwendig werdender Maßnahmen vorzuhalten.\r\n\r\n7\tWeiterführende Hinweise aus der Praxis\r\n\r\nÜber die unmittelbaren Verpflichtungen aus beiden Gesetzesakten hinaus empfiehlt es sich, auch die folgenden, ganz praktischen Überlegungen in den Blick zu nehmen.\r\n\r\nIn den Anlagen findet sich zudem ein Beispiel anhand eines Musterunternehmens, welches einen Cybersicherheitsvorfall verzeichnet und die notwendigen Schritte in die Wege leitet.\r\n\r\nVertragsgestaltungen gegenüber Auftragnehmern auf Informationssicherheit prüfen\r\n\r\nÜber den Auftrag des NIS2-UG hinaus, wonach nach § 30 Abs. 2 Nr. 4 in der vor- und nachgela-gerten Lieferkette sehr sorgsam mit sensiblen Informationen aus dem eigenen Unternehmen umzugehen ist und bei notwendiger Weitergabe für die nachweisliche Einhaltung entsprechen-der Sicherheitsanforderungen auch vertraglich Sorge zu tragen, sind noch die folgenden 3 Punkte zu empfehlen.  \r\n\r\n1.\tSollten Auftragnehmer selbst in die Situation kommen, dass Dritte Auskunftsrechte ihnen gegenüber geltend machen, die Informationen zum Betrieb kritischer Anlagen umfassen, müsste ein Umgang wie zum Beispiel die Rückverweisung an den Auftragge-ber vereinbart sein. \r\n2.\tWeiterhin ist darauf zu achten, dass in den Verträgen mit Dritten keine Komponenten oder Anlagen verbaut werden, die einer Fremdsteuerung unterliegen und damit miss-brauchsanfällig sind. Auch hierzu empfiehlt sich die Aufnahme in einer vertraglichen Formulierung, zuzüglich zu den unter NIS2 bereits angekündigten Sicherheitsanforde-rungen für den Einsatz kritischer Komponenten.\r\n3.\tNicht zuletzt sollten sich Wasserwirtschaftsunternehmen im Kontext von Leitungsaus-künften, wie u. a. im Zuge von Glasfaserverlegungen, auch in den Fällen, wo sie nicht selbst der Auslöser sind, über vertragliche Vereinbarungen zu Gunsten der eigenen In-formationssicherheitsbedarfe mit den Auskunftssuchenden angemessen vereinbaren.  \r\n \r\n\r\nTransparenzbitten und mögliche Transparenzpflichten kritisch prüfen \r\n\r\nVielfach bestehen neben den gesetzgeberisch unmittelbar adressierten Transparenzpflichten u. a. aus der Trink- und Abwasserrichtlinie oder der Nachhaltigkeitsberichterstattung weiterge-hende Informations- und Datenabfragen von unterschiedlichen administrativen Ebenen wie von öffentlichen oder privaten Institutionen.\r\n\r\nUnternehmen des Wassersektors sollten zunächst prüfen, ob die Notwendigkeit der Daten- und Informationsweitergabe tatsächlich erforderlich ist. Wenn dies bejaht wird, sollten analog zu Vertragsvereinbarungen mit Unternehmenspartnern vergleichbare Vereinbarungen auch mit öffentlichen Partnern getroffen werden.\r\n\r\nClusterung von Informationen und Daten\r\n\r\nFür die Entscheidung welche Daten und Informationen als sensibel oder sogar besonders sen-sibel zu bewerten sind und damit nicht an Dritte weitergeben werden dürfen, empfiehlt sich der Aufbau einer Clusterung von verschiedenen Informations- und Datengruppen sowie unter-nehmensinterne Regelungen zum Umgang. Prinzipiell ist dies ohnehin Auftrag bei der Imple-mentierung eines ISMS.  \r\nIm Zuge dessen sollte auch nachvollziehbar geregelt werden, welche überschaubare Anzahl von Mitarbeitenden überhaupt befugt sind, Informationen und Daten des Unternehmens an Dritte weiterzugeben. \r\n\r\nSensibilisierung der Mitarbeitenden \r\nDie Herausforderungen, die ganz real aus der hybriden Bedrohungslage sowie den hieraus erwachsenen gesetzlichen Vorgaben zu bewältigen sind, erfordern die Sensibilisierung und Mitwirkung aller Beschäftigten. Hierzu empfiehlt sich eine unternehmensinterne Kommunika-tion, welche einerseits die real mögliche Betroffenheit bspw. bei Cyberangriffen oder Verlet-zungen des Eigentums in den Blick nimmt. Andererseits sollten Beschäftigte nicht nur für die neue Lage sensibilisiert, sondern mit ihren Ideen, im Rahmen ihrer jeweiligen Verantwortlich-keiten aktiv eingebunden werden. Vielfach lässt sich dabei an bereits bekannte und geübte Themen wie Krisenmanagement, Umgang mit Hochwasserereignissen oder Stromausfall an-knüpfen.\r\nNicht zuletzt kann die Einbindung der Mitarbeitenden ein potenzielles Ohnmachtsempfinden in aktives, sinnvolles Handeln übersetzen. Um Sicherheit und Resilienz in den Unternehmen des Wassersektors zu verbessern, braucht es das Verständnis und die aktive Mitwirkung aller Beschäftigten sowie der Arbeitnehmervertretung.\r\n \r\n\r\nAngemessene Einbindung der Share- und Stakeholder\r\nAuf Seiten der Shareholder, welche deutschlandweit mehrheitlich kommunal geprägt sind, besteht bereits im Rahmen der üblichen Berichtspflichten der verbindliche Auftrag, über neue oder sich verändernde Risiken zu berichten bzw. über hieraus abzuleitende Maßnahmen. Dies gilt auch im Kontext der neuen Gesetzlichkeiten und der realen sich verändernden Sicherheits-lage.\r\nDie Anteilseigner tragen mit ihren Entscheidungen zur Planung von Investitions- oder Auf-wandsmaßnahmen eine Mitverantwortung, dass Objektschutz, die Einführung oder Erweite-rung von Sicherheitstechnologien oder der Aufbau von personellen Ressourcen umgesetzt werden können, was ggf. über angepasste Tarife oder auch Fördermöglichkeiten zu finanzie-ren ist. \r\nAnalog zu den Mitarbeitenden ist auch die Sensibilisierung und Unterstützung der jeweiligen Stakeholder sowie der entsprechenden Gremien wie Stadt-, Gemeinde- oder Verbandsräte zwingend notwendig, um eine breite Akzeptanz notwendiger Maßnahmen, die zu einer weite-ren Verbesserung der Sicherheit und Resilienz der Versorgung beitragen, zu erreichen.\r\n\r\nInstitutionsübergreifende Katastrophen-, Krisen- und Notfallplanung \r\nNicht zuletzt lassen sich auf lokaler und ggf. auch auf regionaler Ebene mit den Share- wie mit den Stakeholdern, darunter auch weiteren Versorgungsunternehmen der Region, den BOS und ggf. auch mit lokalen Medien hilfreiche Netzwerke aufbauen, in denen die Beteiligten vonei-nander lernen und sich wechselseitig im Ernstfall ggf. Unterstützung leisten können. Eine ge-meinsame Planung und Übung zum Umgang mit Katastrophen- und Krisenszenarien sichert zudem eine effiziente und logistisch koordiniere Nutzung von wichtigen Ressourcen bzw. las-sen sich so im Vorfeld auch notwendige Lagerhaltungen organisieren. Gemeinsames Agieren und eine krisensichere Kommunikation erleichtern im Ernstfall den notwendigen Austausch aller Beteiligten untereinander ab. Das regelmäßige Üben solcher gemeinsamen Pläne sollte ebenso vorangetrieben werden, um notwendige Verbesserungen im Ablauf und ein schnelles Handeln abzusichern sowie Festlegungen immer wieder ins Gedächtnis zu rufen und auf Aktu-alität wie Praxistauglichkeit zu prüfen.\r\n\r\nExterne “Auditierung” und Besicherung\r\nNeben der eigenen Anstrengung gesetzeskonform wie praxistauglich Maßnahmen zur weite-ren Verbesserung des physischen wie Cyberschutzes zu implementieren, empfiehlt es sich, auch geeignete Managementsysteme zu nutzen sowie externe Audits vorzunehmen. Eine Übersicht zu empfehlenswerten Managementsystemen findet sich im Einleitungsteil des Kapi-tel 5. \r\nAuch Penetrationstests können helfen, noch vorhandene Schwachstellen zu identifizieren und zu beseitigen.\r\nNicht zuletzt sollte überlegt werden, inwieweit über Versicherungen, bspw. für Cybersicher-heit, ergänzend mögliche eingetretene Schäden in der Bewältigung unterstützt werden könn-ten.\r\n \r\nAnhang 1: Glossar\r\n\r\nHinweis: Das nachfolgende Glossar trägt die erläuterungsbedürftigen Begriffe zusammen, die in der vorliegenden Anwendungshilfe verwendet werden. Die Definitionen stammen entweder direkt aus den Gesetzestexten des KRITISDachG  und des NIS2-UG  oder aus Glossaren der zuständigen Bundesbehörden wie dem BSI (Glossar des BSI-Standard 200-4  sowie Glossar zum IT-Grundschutzkompendiums ) und des BBK .  \r\nZu beachten ist, dass sich die Definitionen je nach Quelle unterscheiden können. Sofern dies der Fall ist, werden alle vorhandenen Definitionen genannt. \r\n\r\nBetreiber\tKRITISDachG & NIS2-UG:\r\n„Betreiber kritischer Anlagen“ [ist] eine natürliche oder ju-ristische Person oder eine rechtlich unselbständige Organi-sationseinheit einer Gebietskörperschaft, die unter Berück-sichtigung der rechtlichen, wirtschaftlichen und tatsächlichen Umstände bestimmenden Einfluss auf eine oder mehrere kritische Anlagen ausübt. \r\nBusiness Continuity Manage-ment (BCM) \tBSI-Glossar 200-4:\r\nSteuerung sämtlicher Aktivitäten, die eine geordnete Ge-schäftsfortführung nach Schadensereignissen zum Ziel haben \r\nZu unterscheiden sind zwei wichtige Bereiche:\r\n1. Vorsorge (Geschäftsprozesse sollten möglichst nicht unter-brochen werden.)\r\n2. Reaktion (Geschäftsprozess sollten nach einem Ausfall in angemessener Zeit wieder hergestellt werden.) \r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nBusiness Continuity Management (BCM) bezeichnet alle or-ganisatorischen, technischen und personellen Maßnahmen, die zur Fortführung des Kerngeschäfts einer Behörde oder eines Unternehmens nach Eintritt eines Notfalls bzw. eines Sicherheitsvorfalls dienen. Weiterhin unterstützt BCM die sukzessive Fortführung der Geschäftsprozesse bei länger an-haltenden Ausfällen oder Störungen.\r\n\r\nBusiness Impact Analyse (BIA) \tBSI-Glossar 200-4:\r\nStrukturierte Untersuchung mit dem Ziel, (zeit-)kritische Ge-schäftsprozesse und Ressourcen (Assets) zu identifizieren. \r\nHierzu werden diejenigen direkten und indirekten potenziel-len Folgeschäden für die Institution ermittelt, die durch den Ausfall von Geschäftsprozessen verursacht werden. Daraus werden die Anforderungen an den Wiederanlauf von Ge-schäftsprozessen abgeleitet. \r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nEine Business Impact Analyse (Folgeschädenabschätzung) ist eine Analyse zur Ermittlung von potenziellen direkten und indirekten Folgeschäden für eine Institution, die durch das Auftreten eines Notfalls oder einer Krise und Ausfall eines oder mehrerer Geschäftsprozesse verursacht werden. Es ist ein Verfahren, um kritische Ressourcen und Wiederanlaufan-forderungen sowie die Auswirkungen von ungeplanten Ge-schäftsunterbrechungen zu identifizieren.\r\nGefährdung \tBBK:\r\nMöglichkeit, dass an einem konkreten Ort aus einer Gefahr ein Ereignis mit einer bestimmten Intensität erwächst, das Schaden an einem Schutzgut verursachen kann. \r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nEine Gefährdung ist eine Bedrohung, die konkret über eine Schwachstelle auf ein Objekt einwirkt. Eine Bedrohung wird somit erst durch eine vorhandene Schwachstelle zur Gefähr-dung für ein Objekt. Sind beispielsweise Schadprogramme eine Bedrohung oder eine Gefährdung für Personen, die im Internet surfen? Nach der oben gegebenen Definition lässt sich feststellen, dass alle Anwendenden prinzipiell durch Schadprogramme im Internet bedroht sind. Die Person, die eine mit Schadprogrammen infizierte Datei herunterlädt, wird von dem Schadprogramm gefährdet, wenn das IT-System anfällig für diesen Typ des Schadprogramms ist. Für Anwendende mit einem wirksamen Virenschutz, einer Konfi-guration, die das Funktionieren des Schadprogramms verhin-dert, oder einem Betriebssystem, das den Code des Schad-programms nicht ausführen kann, bedeutet das geladene Schadprogramm hingegen keine Gefährdung.\r\nKatastrophe \tBBK:\r\nEin Geschehen, bei dem Leben oder Gesundheit einer Viel-zahl von Menschen oder die natürlichen Lebensgrundlagen oder bedeutende Sachwerte in so ungewöhnlichem Ausmaß gefährdet oder geschädigt werden, dass die Gefahr nur ab-gewehrt oder die Störung nur unterbunden und beseitigt werden kann, wenn die im Katastrophenschutz mitwirkenden Behörden, Organisationen und Einrichtungen unter einheitli-cher Führung und Leitung durch die Katastrophenschutzbe-hörde zur Gefahrenabwehr tätig werden.\r\n\r\nAnmerkung des BBK: Die Definition der Katastrophen kann entsprechend landesrechtlicher Regelungen abweichend ge-fasst sein, s. DIN 13050:2015- 04 (Begriffe im Rettungswesen)\r\nKrise \tBBK:\r\nVom Normalzustand abweichende Situation mit dem Potenzi-al für oder mit bereits eingetretenen Schäden an Schutzgü-tern, die mit der normalen Aufbau- und Ablauforganisation nicht mehr bewältigt werden kann, so dass eine besondere Aufbauorganisation (BAO) erforderlich ist.\r\n\r\nBSI-Glossar 200-4:\r\nSchadensereignis, das sich in massiver Weise negativ auf eine Institution auswirkt und dessen Auswirkungen nicht im Nor-malbetrieb bewältigt werden können \r\nIm Gegensatz zu einem Notfall liegen zur Bewältigung einer Krise jedoch keine spezifischen Notfallpläne vor. Vorhandene Notfallpläne können nicht oder nur bedingt adaptiert werden oder greifen schlicht nicht. \r\nKrisenmanagement \tBBK:\r\nAlle Maßnahmen zur Vorbereitung auf Erkennung und Bewäl-tigung, Vermeidung weiterer Eskalationen sowie Nachberei-tung von Krisen.\r\nAnmerkung des BBK: Krisenmanagement beinhaltet die Schaffung von konzeptionellen, organisatorischen und verfah-rensmäßigen Voraussetzungen durch staatliche und nicht-staatliche Akteure, um eine schnellstmögliche Zurückführung der eingetretenen außergewöhnlichen Situation in den Nor-malzustand zu unterstützen oder eine Eskalation zu vermei-den. Krisenmanagement ist im Idealfall mit Risikomanage-ment verzahnt.\r\n\r\nBSI-Glossar 200-4:\r\nIm Rahmen des BSI-Standards 200-4 bezieht sich der Begriff lediglich auf institutionsinterne Krisen, d. h. ist enger gefasst als im Zusammenhang mit der öffentlichen Gefahrenabwehr, z. B. durch die Feuerwehr (siehe FwDV 100) \r\n\r\nNormalbetrieb \tBSI-Glossar 200-4:\r\nplanmäßiger Geschäftsbetrieb einer Institution \r\nNotfall \tBBK:\r\nSituation mit dem Potenzial für oder mit bereits eingetrete-nen Schäden an Schutzgütern, die neben Selbsthilfemaßnah-men des Einzelnen staatlich organisierte Hilfeleistung erfor-derlich machen kann.\r\n\r\nBSI-Glossar 200-4:\r\nUnterbrechungen mindestens eines zeitkritischen Geschäfts-prozesses, der nicht im Normalbetrieb innerhalb der maximal tolerierbaren Ausfallzeit wiederhergestellt werden kann. \r\nIm Gegensatz zu Störungen wird zur Bewältigung von Notfäl-len eine BAO benötigt. Im Gegensatz zur Krise ist ein Notfall ein Schadensereignis für dessen Bewältigung entweder ge-eignete Pläne vorliegen oder bestehende Pläne adaptiert werden können. Notfälle können auch eintreten, bevor das Schadensereignis zu einer Unterbrechung des Geschäftsbe-triebs führt. Es genügt die Gefahr, dass durch das Schadens-ereignis der Geschäftsbetrieb unterbrochen wird. \r\nProzesskette\tBSI-Glossar 200-4:\r\nEine Reihe von mehreren, untereinander abhängigen Ge-schäftsprozessen, z. B. Auftragseingang, Herstellung, Liefe-rung, Abrechnung. \r\nDie Reihe als Ganzes trägt zur Wertschöpfung in einem Un-ternehmen oder zur Erfüllung des öffentlichen Auftrages ei-ner Behörde bei.  \r\nResilienz \tKRITISDachG:\r\nFähigkeit einer kritischen Anlage, einen Vorfall zu verhin-dern, sich vor einem Vorfall zu schützen, einen Vorfall abzu-wehren, auf einen Vorfall zu reagieren, die Folgen eines Vor-falls zu begrenzen, einen Vorfall aufzufangen und zu bewälti-gen und sich von einem Vorfall zu erholen\r\n\r\nBBK:\r\nFähigkeit von Systemen und Lebewesen, Ereignissen zu wi-derstehen beziehungsweise sich daran anzupassen und dabei Funktionsfähigkeiten zu erhalten und das Überleben zu si-chern.\r\n\r\nRessource\tBSI-Glossar 200-4:\r\nAlle physischen und digitalen Werte, die erforderlich sind, um Geschäftsprozesse durchführen zu können. \r\nWerte im betriebswirtschaftlichen Sinn sind z. B. Personal, IT-Systeme, Gebäude, Dienstleistungsunternehmen, Maschinen oder Betriebsmittel.\r\n\r\nBBK:\r\nAbgrenzbare Einheit von Personal, Finanzmitteln, Sachmit-teln, Informationen, Hilfs- und Unterstützungsmöglichkeiten, die zur Durchführung oder Förderung eines einsatzfähigen Systems zum Schutz der Bevölkerung herangezogen werden können. \r\nRisiko \tKRITISDachG:\r\n„Risiko“ [ist] das Potenzial für Ausfälle oder Beeinträchtigun-gen, die durch einen Vorfall verursacht werden, das als eine Kombination des Ausmaßes eines Ausfalls oder einer Beein-trächtigung und der Wahrscheinlichkeit des Eintretens des Vorfalls zum Ausdruck gebracht wird\r\n\r\nBBK:\r\nKombination aus der Eintrittswahrscheinlichkeit eines Ereig-nisses und dessen negativen Folgen (UNISDR, Terminology on Disaster Risk Reduction, Genf 2009, S. 25).\r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nRisiko wird häufig definiert als die Kombination (also dem Produkt) aus der Häufigkeit, mit der ein Schaden auftritt und dem Ausmaß dieses Schadens. Der Schaden wird häufig als Differenz zwischen einem geplanten und ungeplanten Ergeb-nis dargestellt. Risiko ist eine spezielle Form der Unsicherheit oder besser Unwägbarkeit.\r\nIn der ISO wird Risiko auch als das Ergebnis von Unwägbar-keiten auf Zielobjekte definiert. In diesem Sinne wird daher auch von Konsequenzen statt von Schaden gesprochen, wenn Ereignisse anders eintreten als erwartet. Hierbei kann eine Konsequenz negativ (Schaden) oder positiv (Chance) sein. Die obige Definition hat sich allerdings als gängiger in der Praxis durchgesetzt. Im Unterschied zu „Gefährdung“ umfasst der Begriff „Risiko“ bereits eine Bewertung, inwieweit ein be-stimmtes Schadensszenario im jeweils vorliegenden Fall rele-vant ist.\r\nRisikoanalyse \tKRITISDachG / BBK:\r\nDas systematische Verfahren zur Bestimmung eines Risikos\r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nAls Risikoanalyse wird der komplette Prozess bezeichnet, um Risiken zu beurteilen (identifizieren, einschätzen und bewer-ten) sowie zu behandeln. Risikoanalyse bezeichnet nach den einschlägigen ISO-Normen ISO 31000 und ISO 27005 nur ei-nen Schritt im Rahmen der Risikobeurteilung, die aus den folgenden Schritten besteht:\r\n•\tIdentifikation von Risiken (Risk Identification)\r\n•\tAnalyse von Risiken (Risk Analysis)\r\n•\tEvaluation oder Bewertung von Risiken (Risk Evaluati-on) \r\nIm deutschen Sprachgebrauch hat sich allerdings der Begriff Risikoanalyse für den kompletten Prozess der Risikobeurtei-lung und Risikobehandlung etabliert. Daher wird auch in den Dokumenten zum IT-Grundschutz weiter der Begriff Risiko-analyse für den umfassenden Prozess benutzt.\r\n\r\nRisikobewertung\tKRITISDachG:\r\nDer Prozess, in dem Risiken in Bezug auf deren Wirkung auf die kritische Dienstleistung verglichen und priorisiert werden und entschieden wird, ob Maßnahmen zur Risikobehandlung zu ändern und zu ergänzen sind\r\n\r\nBBK:\r\nVerfahren, mit dem: 1. festgestellt wird, in welchem Ausmaß das zuvor definierte Schutzziel im Falle eines bestimmten Ereignisses erreicht wird; 2. Entschieden wird, welches ver-bleibende Risiko akzeptabel ist und; 3. Entschieden wird, ob Maßnahmen zur Minimierung ergriffen werden kön-nen/müssen.\r\nRisikomanagement \tBBK:\r\nKontinuierlich ablaufendes, systematisches Verfahren zum zielgerichteten Umgang mit Risiken, das die Analyse und Be-wertung von Risiken sowie die Planung und Umsetzung von Maßnahmen insbesondere zur Risikovermeidung/-minimierung und -akzeptanz beinhaltet. \r\nSystematischer Prozess mit dem ein Unternehmen Risiken identifiziert, bewertet, steuert und überwacht, um mögliche negative Auswirkungen auf Ziele, Prozesse oder Werte zu minimieren. \r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium:\r\nAls Risikomanagement werden alle Aktivitäten mit Bezug auf die strategische und operative Behandlung von Risiken be-zeichnet, also alle Tätigkeiten, um Risiken für eine Institution zu identifizieren, zu steuern und zu kontrollieren. \r\nDas strategische Risikomanagement beschreibt die wesentli-chen Rahmenbedingungen, wie die Behandlung von Risiken innerhalb einer Institution, die Kultur zum Umgang mit Risi-ken und die Methodik ausgestaltet sind. Diese Grundsätze für die Behandlung von Risiken innerhalb eines ISMS müssen mit den Rahmenbedingungen des organisationsweiten Risikoma-nagements übereinstimmen bzw. aufeinander abgestimmt sein. \r\nDie Rahmenbedingungen des operativen Risikomanagements umfassen den Regelprozess aus \r\n•\tIdentifikation von Risiken, \r\n•\tEinschätzung und Bewertung von Risiken, \r\n•\tBehandlung von Risiken,\r\n•\tÜberwachung von Risiken und \r\n•\tRisikokommunikation.\r\n Schaden\tBBK:\r\nNegativ bewertete Auswirkung eines Ereignisses auf ein Schutzgut\r\n\r\nBSI-Glossar IT-Grundschutzkompendium (Schaden / Konse-quenz):\r\nEine Abweichung von einem erwarteten Ergebnis führt zu einer Konsequenz (häufig „Schaden“ genannt). Hierbei kann es sich grundsätzlich um eine positive oder negative Abwei-chung handeln.\r\nEine positive Konsequenz beziehungsweise positiver Schaden im Sinne der Chancen- und Risikoanalyse wird auch als Chan-ce bezeichnet. Meistens werden in der Risikoanalyse jedoch die negativen Konsequenzen, also die Schäden, betrachtet.\r\nDas Ausmaß eines Schadens wird als Schadenshöhe definiert und kann als bezifferbar oder nicht direkt bezifferbar betitelt werden. Die bezifferbaren Schäden können in der Regel mit direkten Aufwänden (z. B. finanzieller Art) dargestellt wer-den. Zu den nicht direkt bezifferbaren Schäden gehören z. B. Imageschäden oder Opportunitätskosten. Bei diesen lässt sich die tatsächliche Schadenshöhe häufig nur vermuten oder schätzen. Alle Angaben werden in der Regel aufgrund von Erfahrungs- oder Branchenwerten in Kategorien klassifiziert.\r\nStörung \tBSI-Glossar 200-4:\r\nEine Situation, in der Prozesse oder Ressourcen nicht wie vor-gesehen zur Verfügung stehen oder funktionieren. \r\nSo bezeichnet werden Situationen, die in der Regel innerhalb des Normalbetriebs durch die Allgemeine Aufbauorganisation der Institution behoben werden können. Hierzu wird auf vor-handene Prozesse zur Störungsbeseitigung oder des Incident-Managements zurückgegriffen. \r\n Vorfall\tKRITISDachG:\r\nEreignis, das die Erbringung einer kritischen Dienstleistung erheblich beeinträchtigt oder beeinträchtigen könnte, mit Ausnahme von Ereignissen, die ausschließlich Sicherheitsvor-fälle im Sinne des § 2 Nummer 40 des BSI-Gesetzes oder § 3 Nummer 53 des Telekommunikationsgesetzes sind\r\n\r\nNIS2-UG (Sicherheitsvorfall):\r\nEreignis, das die Verfügbarkeit, Integrität oder Vertraulich-keit gespeicherter, übermittelter oder verarbeiteter Daten oder der Dienste, die über informationstechnische Systeme, Komponenten und Prozesse angeboten werden oder zugäng-lich sind, beeinträchtigt\r\n\r\nZeitkritisch\tBSI-Glossar 200-4:\r\nEinordnung für alle Geschäftsprozesse oder Ressourcen, deren Ausfall innerhalb eines zuvor festgelegten Zeitraums zu einem nicht tolerierbaren, unter Umständen existenzgefährdenden Schaden für eine Institution führen kann. \r\nDie Einordnung von Ressourcen wird dabei von der Einord-nung der Geschäftsprozesse, die die jeweiligen Ressourcen benötigen, abgeleitet. \r\n\r\n \r\nAnhang 2: Praxisbeispiel Management eines Cybervorfalls\r\n\r\nDer „Abwasserverband Beispiel“ betreibt drei Kläranlagen und rund 150 km Kanalnetz, ent-sorgt 280.000 Einwohnerwerte, beschäftigt 130 Mitarbeitende und erzielt einen Jahresumsatz von 25 Mio. EUR. Damit fällt der Verband in den Anwendungsbereich des NIS2-Umsetzungsgesetzes als KRITIS-Betreiber, einer Teilmenge der besonders wichtigen Einrich-tungen, ohne die Einwohnerschwelle des KRITIS-Dachgesetzes zu erreichen.\r\n \r\nIn einer Nacht wird in der zentralen Kläranlage ein Cyberangriff auf das Prozessleitsystem festgestellt: Die Leitwarte erkennt ungewöhnliche Stellgrößen in der Belüftung und drohende Grenzwertüberschreitungen im Ablauf. Als 24/7-Kontaktstelle informiert die Leitwarte umge-hend den Informationssicherheitsbeauftragten als Incident Manager sowie den technischen Bereitschaftsdienst.\r\n \r\nGemeinsam nehmen Leitwarte, Incident Manager und Bereitschaftsdienst eine erste Bewer-tung vor und stufen den Vorfall als potenziell meldepflichtig ein, da die Abwasserbehandlung als kritischer Prozess betroffen ist und eine Gefährdung der Umwelt sowie der gesetzlichen Einleiteranforderungen nicht ausgeschlossen werden kann. Innerhalb weniger Stunden erfolgt eine Erstmeldung über das BSI-Portal als Sicherheitsvorfall nach NIS2, die wesentlichen Eckda-ten (Art des Vorfalls, Zeitpunkt der Kenntnis, betroffene Anlage, erste Auswirkungen) werden dokumentiert.\r\n \r\nParallel werden gemäß Resilienzplan und BCMS die vorgesehenen Notbetriebs- und Wieder-anlaufmaßnahmen umgesetzt: Rückfall auf manuelle Steuerungsmodi, Plausibilitätsprüfungen vor Ort, temporäre Reduktion der Zulaufmengen und verstärkte Probenahmen. Der BCM-Verantwortliche prüft eine Einberufung des Krisenstabs, entscheidet sich aufgrund der be-herrschbaren Lage dagegen, initiiert aber eine abgestimmte Information der betroffenen Kommunen.\r\n \r\nInnerhalb von 72 Stunden wird eine Ergänzungsmeldung an das BSI mit präzisierter Schadens-bewertung und ersten Ursachenhinweisen übermittelt. Spätestens einen Monat nach dem Vor-fall erstellt der Verband einen Abschlussbericht mit Ursachenanalyse (z. B. Angriffsvektor über einen unzureichend gesicherten Fernzugang), den umgesetzten und geplanten Sicherheits-maßnahmen (u. a. zusätzliche Angriffserkennung gemäß B3S Wasser/Abwasser, Anpassung der Fernzugriffskonzepte, Schulungen) sowie dokumentierten „Lessons Learned“. Der Bericht wird im BSI-Portal hinterlegt und als interner Input für die nächste Überprüfung der Risikoana-lyse und des Resilienzplans genutzt.\r\n\r\n\r\n\r\n\r\nCheckliste Meldepflicht\r\n \r\n1.\tVorfall erfassen\r\n1.1.\tWurde ein Vorfall festgestellt, der den Betrieb einer kritischen Anlage oder eines kritischen Prozesses (v. a. Wasser-/Abwasser, Leitwarte, zentrale IT-/OT-Systeme) beeinträchtigt oder beeinträchtigen kann?\r\n1.2.\tSind Zeitpunkt der Kenntnisnahme, Ort, betroffene Anlagen/IT-Systeme und erste Beobachtungen dokumentiert?\r\n \r\n2.\tKritische Dienstleistung betroffen\r\n2.1.\tBetrifft der Vorfall eine als kritisch eingestufte Dienstleistung im Sinne von NIS2/KRITISDachG?\r\n2.2.\tFührt der Vorfall zu einer erheblichen Betriebsstörung oder ist eine solche plausibel zu erwarten (z. B. Unterbrechung, massive Einschränkung der Versorgung, drohende Grenzwertverletzungen)?\r\n \r\n3.\tSchadenspotenzial bewerten\r\n3.1.\tKönnen erhebliche Schäden für Gesundheit, Umwelt, Versorgungssicherheit, Ver-mögenswerte oder Reputation entstehen?\r\n3.2.\tSind gesetzliche oder vertragliche Pflichten (z. B. Einleitergrenzwerte, Versorgungs-aufträge) gefährdet?\r\n \r\n4.\tArt des Vorfalls feststellen\r\n4.1.\tLiegen Anzeichen für einen IT-/OT-Sicherheitsvorfall vor (z. B. Cyberangriff, Malwa-re, Datenmanipulation, Ausfall von Leit-/Fernwirktechnik)?\r\n4.2.\tLiegt ein physischer Vorfall im Sinne des KRITISDachG vor (z. B. Brand, Explosion, Sabotage, Naturereignis, langandauernder Stromausfall mit wesentlicher Auswir-kung auf eine kritische Anlage)?\r\n4.3.\tGibt es Hinweise auf rechtswidrige oder böswillige Handlungen (z. B. Erpressung, gezielter Angriff)?\r\n \r\n5.\tUmfang und Dauer abschätzen\r\n5.1.\tWie viele Nutzer/Einwohner könnten betroffen sein (abschätzen)?\r\n5.2.\tÜberschreitet der Vorfall voraussichtlich die im BCMS definierten maximal tole-rierbaren Ausfallzeiten (BIA) für die betroffenen Prozesse?\r\n5.3.\tIst absehbar, dass der Vorfall nicht kurzfristig behoben werden kann (andauernde Störung)?\r\n \r\n6.\tEntscheidung zur Meldepflicht\r\n6.1.\tLiegt eine erhebliche Betriebsstörung oder ein erhebliches Risiko für Menschen, Umwelt oder wesentliche Vermögenswerte vor?\r\n6.2.\tLiegen Hinweise auf einen gezielten oder gravierenden IT-/OT-Sicherheitsvorfall vor?\r\n6.3.\tWenn eine dieser Fragen mit „Ja“ beantwortet wird: Vorfall als meldepflichtig ein-stufen und externe Meldung vorbereiten.\r\n \r\n7.\tMeldung fristgerecht auslösen\r\n7.1.\tErstmeldung an das BSI-Portal bzw. die gemeinsame BSI/BBK-Meldestelle spätes-tens innerhalb von 24 Stunden nach Kenntniserlangung veranlassen.\r\n7.2.\t Ergänzungsmeldung mit aktualisierten Informationen innerhalb von 72 Stunden er-stellen.\r\n7.3.\tAbschlussmeldung mit Ursachen, Auswirkungen und Maßnahmen spätestens inner-halb eines Monats übermitteln.\r\n \r\n8.\tDokumentation der Entscheidung\r\n8.1.\tEntscheidung „meldepflichtig ja/nein“, Begründung und beteiligte Personen doku-mentieren (z. B. im Incident- oder Krisenprotokoll).\r\n8.2.\tVorfall und Bewertung als Input für „Lessons Learned“ und die nächste Aktualisie-rung von Risikoanalyse, BIA und Resilienzplan nutzen.\r\n\r\n \r\nAnhang 3: Zusammenfassung des KRITIS-Dachgesetzes\r\n\r\nDas KRITIS-Dachgesetz, im Folgenden KRITISDachG, dient der Umsetzung der Richtlinie der EU 2022/2557 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 14. Dezember 2022 über die Resilienz kritischer Einrichtungen - der sogenannten „CERRichtlinie“ und soll eine hohe physi-schen Sicherheit von KRITIS-Anlagen bewirken. Es führt erstmals sektorenübergreifende Min-destvorgaben für den physischen Schutz kritischer Anlagen ein.\r\nDas KRITISDachG wurde am 29. Januar 2026 vom Bundestag verabschiedet und ist seit dem 16. März 2026 in Kraft. \r\n\r\nÜbersicht Pflichten der KRITIS-Betreiber\r\n•\tRegistrierungspflicht bei BBK + BSI als zentrale Anlaufstelle im Sinne des Artikels 8 Absatz 1 des KRITISDachG - spätestens 3 Monate nach Einstufung, jedoch frühestens bis einschließlich 17.07.2026\r\n•\tBenennung 24/7-Kontaktstelle gegenüber BBK + BSI (\"jederzeit erreichbar\") \r\n•\tVerpflichtung zum Risikomanagement \r\n•\tVerpflichtung zur Ergreifung von Maßnahmen zur Erhöhung der Resilienz (\"Resilienz-plan\") und entsprechende Nachweisverpflichtung („auf Verlangen“) \r\n•\tMeldepflichten für Vorfälle gegenüber BBK + BSI\r\n•\tPflichten der Geschäftsleitung insbesondere Übernahme der Gesamtverantwortung mit persönlicher Haftung\r\n\r\nRegistrierungspflicht:\r\nHinsichtlich der Registrierungspflicht bei BBK und BSI wurde ein gemeinsames Registrierungs-portal geschaffen, welches unter folgendem Link abrufbar ist: https://portal.bsi.bund.de/  \r\nWichtig zu wissen: Das Unternehmen muss vor der Registrierung ein ELSTER-Unternehmenszertifikat „Mein Unternehmenskonto“ beantragen. Unter folgendem Link kann dieses beantragt werden: https://info.mein-unternehmenskonto.de/ \r\n\r\nKontaktstelle\r\nDie 24/7 – Kontaktstelle und verantwortliche Ansprechpartner kann in Verknüpfung mit einem Bereitschaftsdienst bzw. in Anknüpfung an Schichtpläne erfolgen. \r\n\r\nMeldepflicht\r\nEreignet sich ein Vorfall, der zu einer Beeinträchtigung der Dienstleistung führt, welcher nicht mit normalen Mitteln behoben werden kann, muss innerhalb von 24 h bei der gemeinsam betriebenen Meldestelle des BBK und BSI eine Meldung erfolgen. Dauert der Vorfall länger als 24 h an, muss die Erstmeldung aktualisiert werden. Spätestens einen Monat nach Kenntnis des Vorfalls muss ein ausführlicher Bericht übermittelt werden. Die Erstmeldung muss folgen-de Informationen umfassen:\r\n•\tdie Anzahl und der Anteil der von dem Vorfall Betroffenen,\r\n•\tdie bisherige und voraussichtliche Dauer des Vorfalls sowie\r\n•\tdas betroffene geografische Gebiet des Vorfalls, unter Berücksichtigung des Umstands, ob das Gebiet geografisch isoliert ist.\r\nDas Meldeverfahren kann noch weiter ausgestaltet werden, hierzu informiert das BBK auf dessen Internetseite.\r\n\r\nRisikomanagement\r\nNach § 12 i.V.m § 11 sind die Betreiber kritischer Anlagen zu einer Risikoanalyse und Risiko-bewertung verpflichtet. Hierbei sind alle Risiken zu betrachten, die zu einer Unterbrechung der Versorgung führen können. Dabei ist der All-Gefahrenansatz zu beachten, das heißt es müssen naturbedingte, technische oder menschlich verursachte Risiken sowie hybride Bedro-hungen, sicherheitsgefährdende oder andere feindliche Bedrohungen einschl. terroristischer Straftaten einbezogen werden. \r\nUm dieser Pflicht entsprechend nachzukommen, muss jeder Betreiber einer kritischen Trink-wasserversorgungsanlage, eines kritischen Trinkwasserversorgungssystems sowie einer kriti-schen Abwasseraufbereitungsanlage ein prozessorientiertes Risikomanagement durchführen. Hierzu können die BSI-Standards 200-3 und 200-4 hinzugezogen werden. Ausgangspunkt einer jeden Risikoabschätzung ist zunächst die Identifizierung von jeweils für das zu betrachtende Unternehmen relevanten Gefährdungen bzw. Gefährdungsereignissen (Gefährdungsanalyse). \r\nGemäß § 12 Abs. 3 KRITISDachG wird das BMI per Rechtsverordnung weitere methodische Vorgaben machen.\r\n\r\nResilienzmaßnahmen\r\nNach § 13 Abs. 1 KRITISDachG sind die Betreiber kritischer Anlagen verpflichtet Maßnahmen zur Gewährleistung ihrer Resilienz umzusetzen. Diese sollten insbesondere einen angemesse-nen physischen Schutz für Liegenschaften und kritischen Anlagen gewährleisten sowie geeig-net sein, um auf Vorfälle reagieren zu können, sie abzuwehren und negative Auswirkungen zu begrenzen sowie nach Vorfällen eine zügige Wiederherstellung der kritischen Dienstleistun-gen zu gewährleisten. Diese Maßnahmen sollen technisch, wirtschaftlich, sicherheitsbezogen und organisatorisch verhältnismäßig sein. Der Stand der Technik ist dabei zu beachten und einzuhalten.\r\nExplizit benannt werden Maßnahmen in folgenden Bereichen:\r\n•\tBauliche wie technische Sicherung der Liegenschaften (Objektsicherung)\r\n•\tÜberwachung der Umgebung\r\n•\tEinsatz von Detektionsgeräte\r\n•\tZugangskontrollen\r\n•\tRisiko- und Krisenmanagementverfahren und -protokolle\r\n•\tVorgegebene Abläufe im Alarmfall\r\n•\tMaßnahmen zur Aufrechterhaltung des Betriebs, darunter Notstromversorgung\r\n•\tAlternative Lieferketten\r\n•\tSicherheitsmanagement hinsichtlich der Mitarbeitenden, einschließlich externer Dienstleister\r\n•\tSchulungen und Sensibilisierung der Mitarbeitenden sowie Übungen\r\n\r\nFür die aufzustellenden Resilienzpläne wird das BBK voraussichtlich Vorlagen und Muster auf seiner Internetseite bereitstellen.\r\nEine ausführliche Beschreibung zum Aufbau eines Resilienzplanes findet sich im Kapitel 5 die-ser Anwendungshilfe.\r\nAufgrund aktueller Ereignisse weisen wir daraufhin, dass bei einer Kollision von Überwa-chungsmaßnahmen mit dem Datenschutz eine Einzelfallabwägung durchzuführen ist und der Datenschutz dann in den Hintergrund tritt, wenn das Sicherheitsinteresse für eine Vielzahl von Personen höher einzustufen ist als mögliche betroffene Persönlichkeitsrechte, die durch eine Überwachung beeinträchtigt sind; siehe 10 Punkte des BDEW zu Transparenzpflichten.\r\n\r\nDokumentations- und Nachweispflichten\r\nNach § 16 müssen die Betreiber kritischer Anlagen den zuständigen Behörden nachweisen, dass sie die Resilienzpflichten umgesetzt haben. Hierzu kann das BBK beim BSI Informationen zu bereits nachgewiesenen Maßnahmen einholen und darüber hinaus von den Betreibern wei-tere Nachweise verlangen, insbesondere den obligatorischen Resilienzplan. Die entsprechen-den Nachweise können auch über Audits nachgewiesen werden. Die zuständige Behörde kann auch eine eigene Nachprüfung anordnen, bei der sie einen qualifizierten Dritten zur Prüfung abbestellt. Die Betreiber haben dem Prüfer entsprechend Zugang zu Geschäfts- und Betriebs-räumen wie zu notwendigen Dokumenten und Informationen zu gewähren und sind dement-sprechend auskunftspflichtig. Aufgedeckte Mängel müssen innerhalb einer angemessenen Frist beseitigt werden, ein entsprechender Nachweis hierüber ist bei der zuständigen Behörde einzureichen. \r\n\r\nPflichten der Geschäftsleitung\r\nDie Verantwortung für die oben genannten Pflichten liegt nach § 20 KRITISDachG bei der Ge-schäftsleitung. Sowohl in Bezug auf das KRITISDachG wie auch beim NIS2-UG obliegt die Ge-samtverantwortung für das Einhalten aller Pflichten der Geschäftsführung. Sie haftet persön-lich für die physische, die Informations- und Cybersicherheit sowie generell für die Resilienz des jeweiligen Unternehmens. Sie muss entsprechend für angemessene präventive wie reakti-ve Schutz- und Steuerungssysteme sorgen, welche Schadensereignisse bestmöglich verhindern oder minimieren, im Schadensfall ein rasches Wiederherstellen des operativen Betriebes er-möglichen sowie den Erfordernissen in der gesetzgeberisch gebotenen Meldepflicht nach-kommen.\r\n\r\nEin weiterer wichtiger Punkt, der durch die Geschäftsführung initiiert und umgesetzt werden muss, ist die Benennung mindestens einer Person im Unternehmen, die die Umsetzung der Pflichten operativ steuert und gegenüber den Behörden als zentraler Ansprechpartner fun-giert. Diese Person sollte dann auch die Funktion der verpflichtenden Schadensmeldung bei den zuständigen Meldestellen übernehmen und eine entsprechende 24/7-Erreichbarkeit si-cherstellen. Es empfiehlt sich hierfür ebenfalls, eine Stellvertretung zu benennen.\r\nDer Begriff der Geschäftsleitung ist nach der hier vertretenen Auffassung weit zu verstehen es können damit sowohl die Geschäftsführer als auch andere operativ verantwortliche Personen gemeint sein. \r\n\r\nEmpfehlung: Austausch mit den zuständigen Behörden\r\nEin regelmäßiger Austausch mit den Sicherheitsbehörden wie der Polizei der Feuerwehr, dem THW und dem Ordnungsamt zu aktuellen Entwicklungen ist essenziell. Objektschutzakten der Sicherheitsbehörden können veraltet oder unvollständig sein. Eine aktive Kommunikation kann dazu beitragen, dass sich der Kenntnisstand bei den Behörden zu den Bedürfnissen und der Situation der Wasserver- und Abwasserentsorgungsunternehmen weiter verbessert und somit stärker in den Fokus rückt. Nachfolgend findet sich eine Übersicht der zuständigen Behörden.\r\n \r\nÜbersicht zu den zuständigen Behörden als Ansprechpartner für KRITIS-Unternehmen\r\nÜbersicht der Sicherheitsbehörden als Ansprechpartner für KRITIS-Unternehmen im Rahmen des KRITIS-Dachgesetzes:\r\n·\tBundesministerium des Innern und für Heimat (BMI)\r\no\tRolle: Strategische Koordination des Schutzes Kritischer Infrastrukturen inner-halb der Bundesregierung und Abstimmung sektorübergreifender Vorgaben und Maßnahmen.\r\n·\tBundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe (BBK)\r\no\tRolle: Zuständig für Resilienz und physischen Schutz; gemeinsam mit dem BSI künftig Betrieb eines Online-Meldeportals für Störungen und Vorfälle.\r\no\tIm Gesetz ausdrücklich als zentrale Behörde genannt, zusammen mit weiteren zuständigen Bundes- und Landesbehörden sowie Aufsichtsbehörden.\r\n·\tBundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI)\r\no\tRolle: Zuständig für IT-Sicherheitsvorgaben und Meldepflichten bei IT-Sicherheitsvorfällen; gemeinsam mit dem BBK Betrieb des Online-Meldeportals.\r\no\tFür KRITIS-Betreiber regelmäßig einer der wichtigsten Ansprechpartner in IT-Sicherheitsfragen.\r\n·\tAufsichtsbehörden des Bundes (sektorspezifisch)\r\no\tRolle: Aufsicht und Umsetzung der gesetzlichen Pflichten in den jeweiligen Sek-toren; im KRITISDachG als Teil der zuständigen Behördenlandschaft vorgesehen.\r\n·\tZuständige Behörden der Länder\r\no\tRolle: Mitwirkung an Aufsicht, Umsetzung und Kontrollen nach Landeszustän-digkeit; im KRITISDachG ausdrücklich erwähnt.\r\nFür den Sektor Wasser und Abwasser ergeben sich folgende sektorspezifische Ansprechpartner und Zuständigkeiten:\r\n·\tBundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) – KRITIS-Büro\r\no\tAnsprechpartner für IT-Sicherheit, Schwellenwerte/Anlageneinstufung, jährliche Prüfung/Meldung von Änderungen im Sektor Wasser.\r\n·\tBundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe (BBK)\r\no\tAnsprechpartner für Resilienz und physischen Schutz; bietet sektorspezifische In-formationen und Empfehlungen für die Wasserversorgung.\r\n·\tGemeinsames Meldeportal von BBK und BSI\r\no\tZukünftiger zentraler Meldeweg für Störungen und Vorfälle (tech-nisch/physisch).\r\n·\tZuständige Landesbehörden\r\no\tTrinkwasserüberwachung und Sicherstellung der Qualität nach EU-Trinkwasserrichtlinie und Infektionsschutzgesetz; konkret sind hierfür die Län-der- und Kommunalbehörden zuständig (z. B. Gesundheitsämter bzw. obers-te/obere Wasserbehörden – genaue Bezeichnung variiert je Bundesland).\r\n·\tLandes-Cyberbehörden (Beispiel)\r\no\tEinige Länder unterhalten spezielle Stellen mit Beratungsangeboten für Wasser-/Abwasserbetriebe, z. B. das Landesamt für Sicherheit in der Informationstech-nik (LSI) in Bayern.\r\n\r\n\r\n \r\nAnhang 4: Zusammenfassung des NIS2 Umsetzungs- und Cybersicherheitsstärkung-Gesetzes\r\n\r\nDas NIS2UmsG präzisiert und ergänzt die nach dem BSIG bereits bestehenden Pflichten. Es werden auch eine Reihe gänzlich neuer Pflichten eingeführt. Für besonders wichtige und wich-tige Einrichtungen geht es dabei insbesondere um folgende Pflichten:\r\n•\tdie Registrierung;\r\n•\tdas Ergreifen von Risikomanagementmaßnahmen;\r\n•\tdie Meldung von erheblichen Sicherheitsvorfällen;\r\n•\tdie Umsetzungs-, Überwachungs- und Schulungspflichten für Geschäftsleitungen.\r\nBetreiber kritischer Anlagen müssen zudem erweiterte Risikomanagementmaßnahmen er-greifen und die Erfüllung von Nachweispflichten umsetzen (vgl. §§ 31, 39 BSIG). Daneben werden bestimmte Bereiche sektorspezifisch geregelt.\r\n\r\nRegistrierungspflicht\r\nEs obliegt jedem Unternehmen selbst, zu identifizieren, ob es unter das BSIG fällt.\r\n\r\nUmfang der Registrierung \r\nDie betroffenen Einrichtungen haben sich gemäß § 33 Abs. 1 BSIG spätestens innerhalb von drei Monaten zu registrieren, nachdem sie erstmals oder erneut unter eine der oben genann-ten Kategorien fallen oder Domain-Name-Registry-Dienste anbieten. Im Rahmen der Regist-rierung sind dem Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik („BSI“) über eine ge-meinsam vom BSI und dem Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe („BBK“) eingerichtete Registrierungsmöglichkeit bestimmte Angaben zu übermitteln, insbesondere der Name der Einrichtung, deren Anschrift und aktuelle Kontaktdaten (§ 33 Abs. 1 BSIG). Für Be-treiber kritischer Anlagen gelten erweiterte Registrierungspflichten (§ 33 Abs. 2 BSIG).\r\nDarüber hinaus sind bestimmte, in § 60 Abs. 1 S. 1 BSIG genannte Einrichtungen - etwa Anbie-ter von Cloud-Computing-Diensten, Anbieter von Rechenzentrumsdiensten, Managed Service Provider oder Managed Security Service Provider mit Hauptniederlassung in der Europäischen Union in Deutschland-, ebenfalls innerhalb von drei Monaten, nachdem sie als eine der vorge-nannten Einrichtungen gelten, zur Registrierung beim BSI verpflichtet (§ 34 BSIG).\r\nRegistrierungsverfahren\r\nDas BSI sieht für betroffene Einrichtungen ein zweistufiges Registrierungsverfahren vor: \r\nIm ersten Schritt muss eine Registrierung beim digitalen Dienst „Mein Unternehmenskonto“ (MUK) erfolgen. Im zweiten Schritt folgt die Registrierung im neu entwickelten BSI-Portal. Über das BSI-Portal erfolgen anschließend auch Meldungen von IT-Sicherheitsvorfällen.\r\nErfüllt eine besonders wichtige oder wichtige Einrichtung die Registrierungspflicht nicht, kann das BSI die Registrierung im Einvernehmen mit der jeweils zuständigen Aufsichtsbehörde auch selbst vornehmen. In diesem Falle drohen erhebliche Bußgelder, die der Höhe nach an die Datenschutzgrundverordnung angepasst worden sind. Bestehen Anhaltspunkte für eine unter-lassene Registrierung, kann das BSI zudem die Vorlage relevanter Unterlagen und Auskünfte verlangen, soweit keine Geheimhaltungs- oder Sicherheitsinteressen entgegenstehen (vgl. § 33 Abs. 3, 4 BSIG).\r\n\r\nPraxisempfehlungen\r\nBetroffene Unternehmen sollten insbesondere:\r\n•\tzeitnah prüfen und dokumentieren, ob sie dem Anwendungsbereich des BSIG unterfal-len und welcher Einrichtungskategorie sie zuzuordnen sind;\r\n•\teinschlägige Veröffentlichungen des BSI fortlaufend berücksichtigen;\r\n•\tbei grenzüberschreitender Registrierung nationale Besonderheiten beachten.\r\n \r\nRisikomanagement\r\nBesonders wichtige und wichtige Einrichtungen sind gemäß § 30 Abs. 1 BSIG verpflichtet, ein angemessenes Risikomanagement umzusetzen, um Störungen der Verfügbarkeit, Integrität und Vertraulichkeit der informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse, die sie für die Erbringung ihrer Dienste nutzen, zu vermeiden und Vorkehrungen zur Bewältigung von Sicherheitsvorfällen zutreffen. Der Begriff der Diensterbringung ist dabei weit zu verstehen.\r\nZentrale Grundlage des Risikomanagements ist eine regelmäßig durchzuführende Risikoanaly-se, mit der Einrichtungen systematisch Risiken für ihre Organisation bewerten und geeignete Schutzmaßnahmen ergreifen, um diese zu abzuschwächen. Bei der Wahl der Methodik sind die Einrichtungen frei. Die Risikoanalyse umfasst insbesondere die Identifikation von Bedro-hungen und Schwachstellen, die Bewertung von Eintrittswahrscheinlichkeit und potenziellen Auswirkungen sowie die Überprüfung bestehender Sicherheitsmaßnahmen auf ihre Wirksam-keit. Unzureichende Maßnahmen sind anzupassen und erneut zu bewerten. Die Risikoanalyse ist kontinuierlich durchzuführen und in das Sicherheitsmanagement zu integrieren. Ihre Er-gebnisse sowie die umgesetzten Maßnahmen sind nach§ 30 Abs. 1 S. 3 BSIG zu dokumentie-ren.\r\nAuf Grundlage der Risikoanalyse haben Einrichtungen geeignete, verhältnismäßige und wirk-same technische und organisatorische Maßnahmen umzusetzen, § 30 Abs. 1 S. 1 BSIG. Bei der Bewertung der Verhältnismäßigkeit der Maßnahmen sind das Ausmaß der Risikoexposition, die Größe der Einrichtung, die Umsetzungskosten und die Eintrittswahrscheinlichkeit und Schwere von Sicherheitsvorfällen sowie ihre gesellschaftlichen und wirtschaftlichen Auswir-kungen zu berücksichtigen, § 30 Abs. 1 S. 2 BSIG. \r\nDie Maßnahmen müssen gemäß § 30 Abs. 2 BSIG alle für die Diensterbringung genutzten IT-Systeme, Komponenten und Prozesse erfassen, den Stand der Technik einhalten, die einschlä-gigen europäischen sowie internationalen Normen berücksichtigen und auf einem gefahren-übergreifenden Ansatz beruhen.\r\nNach § 30 Abs. 2 S. 2 BSIG sind als Mindestanforderungen - inhaltsgleich mit Art. 21 NIS2-Richtlinie- insbesondere Maßnahmen zur Bewältigung von Sicherheitsvorfällen, zur Aufrecht-erhaltung des Betriebs, zur Sicherheit der Lieferkette, zur sicheren Entwicklung und Wartung von IT-Systemen, zur Wirksamkeitskontrolle von Risikomanagementmaßnahmen, zur Cyberhy-giene und Schulung, zum Einsatz kryptografischer Verfahren sowie zur Nutzung von Multi-Faktor-Authentifizierung umzusetzen.\r\nNach § 31 Abs. 1 BSIG haben Betreiber kritischer Anlagen innerhalb ihrer Einrichtung für die informationstechnischen Systeme, Komponenten und Prozesse, die für die Funktionsfähigkeit der von ihnen betriebenen kritischen Anlagen maßgeblich sind, gegenüber wichtigen und be-sonders wichtigen Einrichtungen ein nochmals erhöhtes Sicherheitsniveau zu gewährleisten.\r\n \r\nBetroffene Unternehmen sollten insbesondere:\r\n•\tdie für die Anpassung der Risikomanagementmaßnahmen relevanten Dienste, Ge-schäftsprozesse und IT-Systeme identifizieren;\r\n•\tregelmäßige, dokumentierte Risikoanalysen etablieren und wirksame, verhältnismäßi-ge Risikomanagementmaßnahmen umsetzen und fortlaufend anpassen;\r\n•\tdie Lieferkette in die Risikoanalyse einbeziehen, insbesondere indem Risiken bei Dienstleistern und Lieferanten durch geeignete vertragliche Regelungen zur Cybersi-cherheit adressiert werden;\r\n•\tnationale und europäische Rechtsentwicklungen fortlaufend berücksichtigen.\r\n\r\nMeldepflichten\r\n \r\nMit dem NIS2UmsG werden die Meldepflichten bei erheblichen Sicherheitsvorfällen in § 32 BSIG deutlich ausgeweitet und konkretisiert. Es wird nunmehr ein mehrstufiger Ansatz für die Meldung erheblicher Sicherheitsvorfälle festgelegt.\r\n\r\nBegriff des erheblichen Sicherheitsvorfalls\r\nEin „erheblicher Sicherheitsvorfall“ liegt vor, wenn ein Sicherheitsvorfall \r\n•\tschwerwiegende Betriebsstörungen der Dienste oder finanzielle Verluste für die be-treffende Einrichtung verursacht hat oder verursachen kann oder \r\n•\tandere natürliche oder juristische Personen durch erhebliche materielle oder immate-rielle Schäden beeinträchtigt hat oder beeinträchtigen kann (§ 2 Nr. 11 BSIG). \r\nEin „Sicherheitsvorfall“ ist jedes Ereignis, das die Verfügbarkeit, Integrität oder Vertraulich-keit gespeicherter, übermittelter oder verarbeiteter Daten oder der Dienste, die über infor-mationstechnische Systeme, Komponenten und Prozesse angeboten werden oder zugänglich sind, beeinträchtigt (§ 2 Nr. 40 BSIG). Eine Konkretisierung des erheblichen Sicherheitsvorfalls enthält die Durchführungsverordnung (EU) 2024/2690, die unionsweit unmittelbar gilt. Sie konkretisiert für bestimmte Arten von Einrichtungen, insbesondere Anbieter digitaler Infra-strukturen und digitaler Dienste, ab wann ein Sicherheitsvorfall als erheblich einzustufen ist. \r\n \r\nEin Sicherheitsvorfall gilt nach der Durchführungsverordnung in Bezug auf die betreffende Einrichtung als erheblich, wenn beispielsweise: \r\n•\tder Vorfall der betreffenden Einrichtung einen direkten finanziellen Verlust in Höhe von mehr als 500 000 EUR oder 5 Prozent ihres jährlichen Gesamtumsatzes im vorangegan-genen Geschäftsjahr - je nachdem, welcher Wert niedriger ist - verursacht hat oder ei-nen solchen Verlust verursachen kann; \r\n•\tder Vorfall den Tod einer natürlichen Person verursacht hat oder einen solchen Tod verursachen kann; oder\r\n•\tder Vorfall eine schwere Schädigung der Gesundheit einer natürlichen Person verur-sacht hat oder eine solche Schädigung verursachen kann. Maßgeblich sind zudem sek-torspezifische Kriterien wie Ausfallzeiten, Nutzerbetroffenheit und die Auswirkungen auf die Vertraulichkeit, Integrität oder Authentizität der im Zusammenhang mit der Er-bringung eines Dienstes gespeicherten, übermittelten oder verarbeiteten Daten, deren Schwellenwerte je nach Art der Dienstleistung variieren können.\r\n\r\nInhalt und Fristen der Meldungen\r\n \r\n§ 32 BSIG regelt ein dreistufiges Meldeverfahren. Betroffene Unternehmen sind im Falle eines erheblichen Sicherheitsvorfalls gemäß § 32 Abs. 1 BSIG verpflichtet, \r\n•\tunverzüglich, spätestens jedoch innerhalb von 24 Stunden nach Kenntniserlangung von einem erheblichen Sicherheitsvorfall eine frühe Erstmeldung einzureichen;\r\n•\tunverzüglich, spätestens jedoch innerhalb von 72 Stunden nach Kenntniserlangung von einem erheblichen Sicherheitsvorfall eine Meldung über diesen Sicherheitsvorfall ein-zureichen; und\r\n•\tspätestens einen Monat nach Übermittlung des Sicherheitsvorfalls eine Abschlussmel-dung einzureichen, die den Vorfall detailliert erläutert und die Ursachen offenlegt. Dauert der Vorfall zu diesem Zeitpunkt noch an, tritt eine Fortschrittsmeldung an die Stelle der Abschlussmeldung. Die Abschlussmeldung ist dem BSI erst nach abschließen-der Bearbeitung des Sicherheitsvorfalls. \r\n \r\nEine bereits abgegebene Meldung kann nachträglich nicht storniert oder zurückgezogen wer-den. Sollte sich der gemeldete Sachverhalt jedoch als unzutreffend oder unvollständig heraus-stellen, kann er im weiteren Verlauf durch eine Folgemeldung korrigiert oder ergänzt werden.\r\nDarüber hinaus sind dem BSI während des gesamten Zeitraums eines Sicherheitsvorfalls auf dessen Nachfrage Zwischenmeldungen zu übermitteln. Maßgeblich für den Fristbeginn ist der Zeitpunkt der Kenntniserlangung über einen erheblichen Sicherheitsvorfall durch einen Mitar-beiter einer Einrichtung während seiner Arbeitszeit.\r\n \r\nMeldestelle und organisatorische Umsetzung\r\nDie Meldestelle für erhebliche Sicherheitsvorfälle ist das BSI-Portal. Meldungen können grundsätzlich durch jede Mitarbeiterin und jeden Mitarbeiter einer Einrichtung abgegeben werden; für diese Personen muss der Zugang zur Meldestelle eingerichtet werden. Alternativ können auch konzerninterne Stellen oder externe Dienstleister zur stellvertretenden Mel-dungsabgabe bevollmächtigt werden. Die rechtliche Verantwortung für den Sicherheitsvorfall und den Inhalt der Meldung verbleibt jedoch stets bei der betroffenen Einrichtung.\r\n\r\nUnterrichtung der Empfänger der Dienste\r\nWird die Erbringung von Diensten durch besonders wichtige und wichtige Einrichtungen in Folge von aufgetretenen erheblichen Sicherheitsvorfällen beeinträchtigt, kann dies regelmä-ßig auch zu weiteren- auch mittelbaren - Einschränkungen bei den Empfängern dieser Dienste führen. Dies ist insbesondere dann der Fall, wenn die betroffenen Dienste von den Empfän-gern zur Erbringung weiterer oder anderer Leistungen für Dritte genutzt werden. Das BSI kann daher gemäß § 35 Abs. 1 S. 1 BSIG im Einzelfall betroffene Einrichtungen anweisen, die Emp-fänger ihrer Dienste unverzüglich über den erheblichen Sicherheitsvorfall zu unterrichten, der die Erbringung des jeweiligen Dienstes beeinträchtigen könnte. Eine solche Unterrichtung kann auch durch eine Veröffentlichung auf der Internetseite der Einrichtung erfolgen, § 35 Abs. 1 S. 3 BSIG.\r\nIst zur Verhinderung oder Bewältigung eines erheblichen Sicherheitsvorfalls eine Sensibilisie-rung der Öffentlichkeit erforderlich oder liegt die Offenlegung anderweitig im öffentlichen Interesse, kann das BSI nach Anhörung der betroffenen Einrichtung diese zur Information der Öffentlichkeit über den erheblichen Sicherheitsvorfall verpflichten oder die Öffentlichkeit auch selbst informieren (§ 36 Abs. 2 BSIG).\r\n\r\nPraxisempfehlungen\r\nBetroffene Unternehmen sollten insbesondere:\r\n•\tinterne Meldeprozesse im Lichte der erweiterten Anforderungen des BSIG anpassen;\r\n•\tnationale und europäische Rechtsentwicklungen zu den Meldepflichten kontinuierlich berücksichtigen;\r\n•\tklare Zuständigkeiten für die Abgabe von Meldungen und die Kommunikation mit dem BSI festlegen;\r\n•\tden ausgewählten Personen einen Zugang zur Meldestelle einrichten;\r\n•\tMitarbeitende regelmäßig schulen und sensibilisieren, um meldepflichtige Sicherheits-vorfälle frühzeitig zu erkennen und ordnungsgemäß weiterzuleiten;\r\n•\teine strukturierte Dokumentation und Nachbereitung von Sicherheitsvorfällen sicher-stellen.\r\n\r\nAufsichtsmaßnahmen und Sanktionen\r\nDas BSI kann besonders wichtige Einrichtungen unter anderem dazu verpflichten, Audits, Prü-fungen oder Zertifizierungen durch unabhängige Stellen durchführen zu lassen, um die Einhal-tung der Verpflichtungen im Zusammenhang mit Risikomanagement-, Melde- sowie Schu-lungspflichten zu überprüfen, § 61 Abs. 1 BSIG. \r\nBei der Ausübung dieser Aufsichtsmaßnahmen in Bezug auf besonders wichtige Einrichtungen ist nicht erforderlich, dass dem BSI Hinweise oder Informationen vorliegen, welche die An-nahme rechtfertigen, dass eine Einrichtung die Anforderungen des BSIG nicht oder nicht rich-tig umgesetzt hat. Die Aufsichts- und Durchsetzungsmaßnahmen sehen unter bestimmten Vo-raussetzungen als ultima ratio in § 61 Abs. 9 S. 2 Nr. 2 BSIG sogar vor, dass der Geschäftslei-tung die Ausübung der Tätigkeit vorübergehend untersagt werden kann.\r\n \r\nZentrale Compliance-Pflichten nach dem BSIG: \r\nEine detaillierte Übersicht ist abrufbar unter https://ruw-link/2026/38\r\n\r\n\r\n \r\nPraktische Handlungsempfehlung\r\nDie folgenden Hinweise sollen helfen die komplexen Anforderungen weiter einzuordnen und sind als mögliche Handlungsempfehlungen zu verstehen. \r\n\r\nRisikoanalyse\r\nDie Risikoanalyse ist ein strukturierter Prozess zur Identifizierung, Bewertung und Behandlung von Informationssicherheitsrisiken, wobei der BSI-Standard 200-3 (IT-Grundschutz) und die ISO 27001 (Informationssicherheits-Managementsysteme, ISMS) die führenden Standards sind. Der BSI-Standard 200-3 liefert eine detaillierte Methodik, die auch für spezifische gesetzliche Anforderungen von NIS-2 relevant ist.\r\nLink: BSI-Standard 200-3, ISO/IEC 27005:2025-01\r\n\r\nKonzept zur Behandlung von Sicherheitsvorfällen\r\nUm Schäden zu begrenzen und um weitere Schäden zu vermeiden, müssen erkannte Sicher-heitsvorfälle schnell und effizient bearbeitet werden. Dafür ist es notwendig, ein vorgegebe-nes und erprobtes Verfahren zur Behandlung von Sicherheitsvorfällen zu etablieren. Eine ent-sprechende Handreichung zur Behandlung von Sicherheitsvorfällen bietet das BSI an.\r\nLink: DER.2.1 Behandlung von Sicherheitsvorfällen\r\n\r\nDatensicherungskonzepte erstellen und umsetzen\r\nBackups sind eine der wichtigsten Maßnahmen, um Datenverlust vorzubeugen. Als besondere Herausforderung ist der Datenverlust aufgrund eines Ransomware-Angriffs zu berücksichti-gen, da schon vorhandene Backups von einer Infizierung betroffen sein können. \r\nZur Erstellung und Umsetzung eines Datenssicherungskonzepts bietet das BSI Hinweise.\r\nLink: CON.3 Datensicherungskonzept\r\n\r\nKrisenmanagement und Business Continuity Management\r\nEine Krise im Umfeld kritischer Infrastrukturen wird definiert als eine Situation, in der der Ausfall oder die Beeinträchtigung dieser Infrastrukturen nachhaltig wirkende Versorgungs-engpässe, erhebliche Störungen der öffentlichen Sicherheit oder andere dramatische Folgen verursachen könnte.\r\nKrisenmanagement umfasst alle Maßnahmen, die ein Unternehmen ergreift, um auf unerwar-tete, bedrohliche Ereignisse zu reagieren, deren Auswirkungen zu begrenzen und den Normal-betrieb möglichst schnell wiederherzustellen.\r\nBusiness Continuity Management ist ein ganzheitlicher Managementprozess, der sicherstellt, dass kritische Geschäftsprozesse auch während und nach Störungen funktionsfähig bleiben – durch präventive Planung, Notfallstrategien und Wiederanlaufkonzepte.\r\nHilfestellung zum Aufbau von Krisen- und Business Continuity Management bieten sowohl das BSI mit dem Standard BSI 200-4 als auch das DIN mit der DIN EN ISO 22361.\r\nLink: BSI 200-4 Business Continuity Management, DIN EN ISO 22361:2021 Krisenmanagement\r\n\r\nRisikomanagement\r\nNIS-2 fordert einen ganzheitlichen, gefahrenübergreifenden Ansatz mit umfassenden Cybersi-cherheitsmaßnahmen, der auf einer regelmäßigen Risikoanalyse basiert. \r\nDie Kernanforderungen an das Risikomanagement lassen sich wie folgt zusammenfassen:\r\nUmfassende Risikoanalyse: Bewertung von Risiken für Netz- und Informationssysteme, unter Berücksichtigung der Größe und Risikobelastung des Unternehmens.\r\nRisikobehandlung: Umsetzung angemessener und wirksamer Maßnahmen zur Risikominimie-rung.\r\nRegelmäßige Überprüfung: Kontinuierliche Aktualisierung der Analyse und Maßnahmen, be-sonders bei neuen Bedrohungen oder Schwachstellen.\r\nDokumentation: Lückenlose Aufzeichnung der Risikoanalyse und der umgesetzten Maßnah-men. \r\nHinweise zur Umsetzung eines Risikomanagements finden sich wiederum beim BSI und beim DIN.\r\nLink: #nis2know: NIS-2 Risikomanagementmaßnahmen\r\n         BSI Standard 200-3 Risikomanagement\r\n         DIN ISO 31000 Risikomanagement\r\n \r\nAnhang 5: KI-Verordnung und Informationssicherheit\r\n\r\nNeben KRITIS DG und NIS2 UG kommt auch der Einhaltung der EU-KI-Verordnung mit Blick auf Informations- und Datensicherheit eine besondere Bedeutung zu, Sie regu-liert den sicheren Betrieb sowie die Entwicklung und Einführung von KI-Systemen auf dem europäischen Binnenmarkt. Ziel sind einerseits die Förderungen von Innovationen im europäi-schen Raum sowie andererseits auch die Schaffung von übergreifenden Standards zur Wahrung von Grundrechten, Gesundheit und Sicherheit in Bezug auf KI-Anwendungen. Verstöße können mit Bußgeldern bis zu 35 Mio. € oder 7 % des weltweiten Jahresumsatzes geahndet werden. \r\n \r\nDie Verordnung ist seit dem 1. August 2024 in Kraft und gilt unmittelbar in allen Mitgliedstaa-ten der EU. Anzuwenden sind die Inhalte nach spätestens 24 Monaten, also ab dem 1. August 2026 mit Ausnahme der Regeln zu verbotenen KI-Praktiken sowie dem Aufbau notwendiger KI-Kompetenz, wenn KI-Systeme im Unternehmen eingesetzt werden. Hier gelten die Festlegun-gen bereits ab 1. Februar 2025. \r\n\r\nEinige zentrale Pflichten sind jedoch von den Mitgliedstaaten umzusetzen, hierzu hat die Bun-desregierung am 11.02.2026 das KI-Marktüberwachungs- und Innovationsförderungsgesetz (KI-MIG) beschlossen. Hierin wurde die Bundesnetzagentur (BNetzA) als zentral verantwortli-che Behörde für KI benannt.\r\n \r\nDerzeit wird die EU-KI-Verordnung als Teil des „Digital-Omnibus“ der EU überarbeitet, ein erster Entwurf  sieht u.a. Verschiebungen von festgelegten Umsetzungsfristen einzelner Punk-te sowie punktuelle Entlastungen von KMU vor. Die finale Verabschiedung bleibt noch abzu-warten. Im Folgenden wird sich auf die aktuell gültige Version (EU) 2024/1689 bezogen. \r\n \r\nRisikobasierter Ansatz \r\n \r\nDie Verordnung ist gültig für alle Anbieter und Nutzer von KI-Systemen, unabhängig vom Unternehmenssitz oder der Größe des Unternehmens, sofern die KI innerhalb der EU zum Einsatz kommt.  \r\n \r\nWenn KI-Systeme im Unternehmen genutzt werden sollen, ist eine Risikoabschätzung des be-treffenden Systems gemäß der folgenden Kategorisierung notwendig: \r\n \r\n1.\tVerbotene Praktiken: \r\nAnwendungsfälle, bei denen KI-Systeme für manipulative, ausbeuterische und soziale Kontrollpraktiken eingesetzt werden sollen \r\n\r\n3.\tHochrisiko KI-Systeme: \r\nAnwendungsfälle, bei denen KI-Systeme potenziell Einfluss auf die Grundrechte, Gesundheit und Sicherheit von Personen nehmen können, z. B. Sys-teme, die sicherheitsrelevante Funktionen in Kritischen Infrastrukturen steu-ern wie digitale Zwillinge, Hochwassermanagement, Leckageerkennung etc. \r\n\r\n3.\tKI-Systeme mit niedrigem Risiko: \r\nAnwendungsfälle, bei denen KI-Systeme keine Gefährdung von Grundrechten, Gesundheit und Sicherheit von Personen darstellen, aber ein Risi-ko für Täuschung, Fehlinformation oder Manipulation aufweisen kann, wie bei Chat-bots, die nicht aufzeigen, ob die Interaktion mit einem Menschen oder einer Maschine stattfindet.  \r\n\r\n4.\tKI-Systeme ohne besonderes Risiko: \r\nAnwendungsfälle, bei denen KI-Systeme innerhalb sehr limitierter Regeln agieren, um bestimmte Aufgaben zu erfüllen und dabei keine weiteren Risi-ken aufweisen, wie Spam-Filter in E-Mailprogrammen.  \r\n \r\nTypische KI-Anwendungen in der Wasserwirtschaft und ihre Risikoeinstufung \r\n \r\nDie meisten Unternehmen der Trink- und Abwasserwirtschaft fallen in die Rolle der Betreiber (Nutzer) von KI-Systemen. Branchentypische Anwendungsfälle von KI-Systemen können z. B. in der Überwachung, Optimierung oder Simulation von Betriebsprozessen zum Einsatz kommen (z. B. digitaler Zwilling), bei der Leckage-Erkennung, im Hochwassermanagement oder im Wartungsmanagement. Im Bereich der Office-IT können vor allem generative KI-Systeme zur Unterstützung im Büroarbeitsalltag zum Einsatz kommen.  \r\n \r\nGrundsätzlich bestimmt sich die Risikoklassifizierung von KI-Systemen anhand ihres beabsich-tigten Einsatzzweckes bzw. der Einsatzmodalitäten. Typische Einsatzzwecke im Bereich der Hochrisiko-KI sind u.a. biometrische Fernidentifizierungssysteme, KI-Systeme im Personalma-nagement sowie im Bereich von sicherheitsrelevanten Bauteilen oder Prozessen in der Kriti-schen Infrastruktur. Hierbei kommt es auch immer auf den Grad der Autonomie des betref-fenden Systems an sowie auf den Zugriff auf sicherheitsrelevante/sensible Informationen. \r\n \r\nEinen Sonderfall stellen KI-Systeme mit allgemeinem Einsatzzweck (General Purpo-se Artificial Intelligence – GPAI) dar. Dazu zählen die weithin bekannten Sprachmodelle wie ChatGPT, Microsoft Copilot, Google Gemini, Perplexity AI, Claude etc. – Bei der Risikoeinstu-fung dieser generativen KI-Systeme kommt es vor allem auf den Zugriff der KI auf sensible Daten/Informationen an und zu welchem Zweck die KI eingesetzt werden soll.  \r\n \r\nPflichten für Unternehmen \r\n \r\nDie zu erfüllenden Pflichten nach der KI-Verordnung richten sich zunächst nach der jeweiligen Rolle in Bezug auf KI, die im Gesetzestext definiert sind wie z. B. Anbieter, Betreiber, Einfüh-rer, Händler oder Produkthersteller. \r\n \r\nSofern KI-Systeme weitestgehend unverändert zum Einsatz kommen, d. h. nicht auf das jewei-lige Unternehmen hin angepasst werden oder für spezielle Aufgabe weiterentwickelt werden, ist das betreffende Unternehmen ein „Betreiber“ im Sinne der KI-Verordnung.  \r\n \r\nDie Pflichten eines Betreibers lassen sich wie folgt zusammenfassen: \r\n \r\n•\tRisikoklassifizierung \r\nPrüfung, ob das jeweilige KI-System als hochriskant im Sinne der KI-Verordnung einzu-stufen ist (vgl. Art. 5, 6 & Anhang III KI-Verordnung) \r\n \r\nSofern das Unternehmen zu dem Schluss kommt, dass das betreffende KI-System als hochris-kant einzuordnen ist, gelten folgende Pflichten (vgl. Art. 4, 26, 27 & 50 KI-Verordnung): \r\n \r\n•\tInformation an betroffene Arbeitnehmer und Betriebsrat: \r\nVor der Inbetriebnahme des Hochrisiko-KI-Systems werden betroffene Arbeitnehmer und Arbeitnehmervertreter über den geplanten Einsatz informiert. \r\n\r\n•\tMenschliche Aufsicht: \r\nFestlegung einer natürlichen Person mit entsprechenden Kompetenzen (Ausbildung, Befugnis), die das KI-System überwacht und Anbieter, Händler oder Marktüberwa-chungsbehörde bei Fehlfunktionen oder neu identifizierten Risiken informiert \r\n\r\n•\tDatenschutzfolgeabschätzung: \r\nGemäß geltender Datenschutzbestimmungen und anhand der Betriebsanleitung muss eine Datenschutzfolgeabschätzung zum Betrieb des KI-Systems erstellt werden \r\n\r\n•\tGrundrechtefolgenabschätzung: \r\nBeschreibung möglicher Folgen des Einsatzes des KI-Systems auf die Grundrechte von Personen, diese kann die Datenschutzfolgeabschätzung ergänzen \r\n\r\n•\tRisikomanagementsystem \r\nEinführung eines kontinuierlichen Risikomanagementsystems in Bezug auf das jeweili-ge Hochrisiko-KI-System\r\n\r\n•\tSchulungen der nutzenden Mitarbeitenden und verantwortliche Fachkräfte \r\nSicherstellung eines ausreichenden Maßes an KI-Kompetenz, um das System ordnungs-gemäß bedienen zu können \r\n\r\n•\tOrdnungsgemäßer Betrieb: \r\nSicherstellung, dass das KI-System nur gemäß Betriebsanleitung betrieben wird \r\n\r\n•\tZweckmäßige Dateneingabe: \r\nKontrolle, dass Eingabedaten (Prompts, Dokumente etc.) nur für den festgelegten Ein-satzzweck des KI-Systems eingegeben werden\r\n\r\n•\tDokumentation: \r\nAufbewahrung von Sicherheitsprotokollen von mind. 6 Monaten \r\n\r\n•\tTransparenz: \r\nKennzeichnung und Offenlegung, wenn KI mit Menschen interagiert oder KI-generierte Inhalte verbreitet werden \r\n \r\nSofern das Unternehmen zu dem Schluss kommt, dass das betreffende KI-System nicht als hochriskant einzustufen ist, gilt dennoch: \r\n \r\n•\tSchulungen der nutzenden Mitarbeitenden: \r\nSicherstellung eines ausreichenden Maßes an KI-Kompetenz, um das System ordnungs-gemäß bedienen zu können \r\n\r\n•\tTransparenz: \r\nKennzeichnung und Offenlegung, wenn KI mit Menschen interagiert oder KI-generierte Inhalte verbreitet werden \r\n \r\nDarüber hinaus empfiehlt sich auch bei nicht hochriskanten KI-Systemen: \r\n \r\n•\tOrdnungsgemäßer Betrieb: \r\nSicherstellung, dass das KI-System nur gemäß Betriebsanleitung betrieben wird \r\n\r\n•\tZweckmäßige Dateneingabe: \r\nKontrolle, dass Eingabedaten (Prompts, Dokumente etc.) nur für den festgelegten Ein-satzzweck des KI-Systems eingegeben werden \r\n\r\n•\tInformation an Betriebsrat/Arbeitnehmervertreter: \r\nInformation zum Einsatzzweck des KI-Systems \r\n \r\nZur Überprüfung, ob ein bestimmtes KI-System als hochriskant einzustufen ist, gibt es Hilfe-stellungen, wie z. B. den EU AI Act Compliance Checker , bei dem die Risikoeinschätzung mit-tels Fragebogen durchgeführt werden kann: \r\n\r\nEmpfehlungen zur Nutzung von KI-Systemen aus Perspektive der Informationssicher-heit und des Datenschutzes \r\n \r\nKommt ein KRITIS-Unternehmen zu dem Schluss, dass der angestrebte Nutzungsrahmen eines KI-Systems als nicht hochriskant einzustufen ist, da die Nutzung keinen potenziellen Ausfall oder eine signifikante Störung des Betriebs nach sich ziehen kann (siehe auch Erwägungsgrund 55, KI-Verordnung), gelten wie oben beschrieben nur sehr eingeschränkte Pflichten für die Betreiber.  \r\n \r\nDennoch empfiehlt es sich zu prüfen, ein freiwilliges Risikomanagement im Hinblick auf In-formationssicherheit und Datenschutz für die betreffenden KI-Systeme aufzubauen. Dies kann insbesondere dann sinnvoll sein, wenn GPAI-Systeme wie z. B. Microsoft Copilot in lizensierter Version im Unternehmen genutzt werden sollen und Einfluss auf eine Vielzahl von Office-Prozessen hat und unternehmensinterne Daten verarbeitet. \r\n \r\nHier bestehen theoretische Risiken in Bezug auf die Integrität, die Vertraulichkeit und auch der Verfügbarkeit von Informationen. Potenzielle Fehlfunktionen wie „Halluzinationen“ der KI oder Manipulation von Daten durch ein KI-System sind nicht auszuschließen und sollten daher kontinuierlich beobachtet werden. Außerdem kann nicht gänzlich ausgeschlossen werden, dass die cloudbasierte Informationsverarbeitung der KI-Systeme nicht selbst kompromittiert wird und dadurch dem Betreiberunternehmen ein Schaden entsteht.  \r\n \r\nDaher empfiehlt sich ein risikobewusster Umgang mit KI-Systemen, auch wenn keine Hochrisi-ko-KI im Sinne der KI-Verordnung im Einsatz ist. Jeder Einsatz eines KI-Systems sollte vorab vom zuständigen Informationssicherheitsbeauftragten des Unternehmens auf mögliche Risi-ken überprüft werden. Auch empfiehlt sich ein frühzeitiger Einbezug der Arbeitnehmervertre-tung/ des Betriebsrates in mögliche betriebliche Absichten der KI-Nutzung, da oftmals auch Rechte von Arbeitnehmenden tangiert sein können.  \r\n \r\nMitwirkende der BDEW-Projektgruppe Sicherheit & Resilienz\r\n\r\n•\tAlthoff, Dr. Heiko (Emschergenossenschaft und Lippeverband)\r\n•\tBaurschmid, Dr. Michael (Emschergenossenschaft und Lippeverband)\r\n•\tBeckord, Jürgen (Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft)\r\n•\tBehnisch, Ann-Kathrin (Verband der Bayerischen Energie und Wasserwirtschaft)\r\n•\tEichler, Jens (Stadtentwässerung Dresden)\r\n•\tExner, Sebastian (Landesverband der Energie- und Wasserwirtschaft Hessen/Rheinland-Pfalz)\r\n•\tHasche, Dr. Frank (Hessenwasser)\r\n•\tHoche, Henri (Nordwasser)\r\n•\tHöck, Torsten (Verband für Energie- und Wasserwirtschaft Baden-Württemberg)\r\n•\tHüllen, Michael (Emschergenossenschaft und Lippeverband)\r\n•\tKleinschmidt, Annika (BDEW Landesgruppe NRW)\r\n•\tMattner, Florian (Verband der Bayerischen Energie und Wasserwirtschaft)\r\n•\tMinor, Lisa (GELSENWASSER Dresden)\r\n•\tNoll, Fabian (Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft)\r\n•\tPutzar, Mario (Verbandswasserwerk Bad Langensalza)\r\n•\tRehberg, Dr. Jörg (BDEW)\r\n•\tReißmann, Dr. Florian (BDEW Landesgruppe Mitteldeutschland)\r\n•\tRöstel, Gunda (Stadtentwässerung Dresden)\r\n•\tVon Fircks, Regina (Wasserwerke Zwickau)\r\n•\tWirtz, Dr. Miriam (GELSENWASSER AG)\r\n•\tWrede, Dr. Sabine (BDEW)\r\n•\tWünsch, Jonathan (Verband für Energie- und Wasserwirtschaft Baden-Württemberg)"},"recipientGroups":[{"recipients":{"parliament":[],"federalGovernment":[{"department":{"title":"Bundesministerium des Innern (BMI)","shortTitle":"BMI","url":"https://www.bmi.bund.de/DE/startseite/startseite-node.html","electionPeriod":21}}]},"sendingDate":"2026-05-21"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024834","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Vereinfachung der EU-Finanzmarktregulierung für Energiehandelsunternehmen","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/29/e0/749904/Stellungnahme-Gutachten-SG2606040019.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":"Berlin, 21. April 2026 \r\nDiscussion Paper  \r\nBDEW Bundesverband\r\nder Energie- und\r\nWasserwirtschaft e.V.\r\nReinhardtstraße 32\r\n10117 Berlin \r\nwww.bdew.de \r\nSimplification and burden reduction: \r\nQuick wins for EU Financial Regula\r\ntion for energy trading companies \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 überregiona\r\nlen 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 Drit\r\ntel 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 Verhaltensko\r\ndex 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\n  \r\n \r\n Seite 2 von 14 \r\nInhalt \r\nIntroduction: context and objectives ................................................................................... 3 \r\nDetailed list of simplification proposals ............................................................................... 4 \r\n1 Legal certainty and proportionate risk management .......................................... 4 \r\n1.1 Include vPPAs in EMIR hedging definition or exclude them from the \r\ndefinition of financial instruments ................................................................. 4 \r\n1.2 State-backed CfDs for renewable energy sources – exemption .................... 4 \r\n1.3 Clarification that consequential hedges (e.g. FX hedges arising from \r\ncommodity derivatives) are risk-reducing under EMIR 3 ............................... 6 \r\n1.4 Clarify group definition for hedging ............................................................... 6 \r\n1.5 Simplify EMIR clearing threshold calculation ................................................. 7 \r\n1.6 Algorithmic trading – RTS6 exemption for non-financial firms ...................... 8 \r\n2 Cutting regulatory reporting burden .................................................................. 8 \r\n2.1 Extend the single-side reporting for non-financial counterparties (NFCs) \r\nunder EMIR and SFTR ..................................................................................... 8 \r\n2.2 Streamline intragroup exemption reporting .................................................. 9 \r\n2.3 Revoke the reporting on clearing at third-country CCPs for NFCs under Art. \r\n7d EMIR........................................................................................................... 9 \r\n2.4 Limit NFC reporting to loan data only under SFTR and use third-party \r\nvaluations more broadly ............................................................................... 10 \r\n2.5 Limit error corrections to live transactions .................................................. 10 \r\n2.6 Reduce static data across frameworks ......................................................... 10 \r\n2.7 Remove hedge/spec flag for Exchange Traded Derivatives ......................... 10 \r\n3 Market integration and a more coherent legislative process.............................. 11 \r\n3.1 Streamlined EU Legislative Process .............................................................. 11 \r\n3.2 Deletion of German EMIR audit obligation .................................................. 12 \r\n4 Conclusion ........................................................................................................ 12 \r\n5 Annex – Mapping of proposals to regulations.................................................... 13 \r\nIntroduction: context and objectives \r\nEurope’s energy markets need deep, liquid and resilient energy trading markets to secure af\r\nfordable supply, manage price risks and finance the energy transition. Yet real-economy energy \r\ncompanies are confronted with growing layers of complex financial market regulation (Mi\r\nFID/MiFIR, EMIR, SFTR and related regimes). Whereas many requirements are helpful for trans\r\nparent, liquid and resilient financial markets, taken together, some of them create dispropor\r\ntionate administrative burdens.  \r\nThis paper sets out targeted amendments which should be taken forward via a focused legisla\r\ntive Omnibus proposal on EU financial market regulation. These aim at a pragmatic optimisa\r\ntion and simplification of the existing framework (MiFID/MiFIR, EMIR, SFTR and related regimes) \r\nrather than a fundamental reform of financial market regulation. Such an approach would allow \r\nthe EU to bundle a number of amendments into one legislative proposal with appropriate im\r\nplementation effort for both companies and authorities while maintaining transparency, mar\r\nket resilience, sound risk management and effective supervisory oversight. Recent omnibus in\r\nitiatives in other policy areas (e.g. the Energy Omnibus) show that targeted, cross cutting sim\r\nplification packages can be an efficient way to deliver a substantial simplification and burden \r\nreduction. \r\nThe measures are organised under three political themes: \r\n1. Strengthening legal certainty and proportionate risk management to create better condi\r\ntions for hedging, investment and risk management in energy trading markets \r\n2. Cutting regulatory reporting burden to avoid red tape and, hence, increase efficiency and  \r\nlower compliance costs for the real economy \r\n3. Supporting EU wide- market integration and a more coherent legislative process leading \r\nto a more integrated, competitive and resilient EU energy trading and financial markets \r\nAll proposed measures are low‑complexity changes (targeted Level 1/Level 2 amendments) that \r\nbuild on existing infrastructures, require limited effort from companies and supervisors, and \r\npromise high benefits in terms of cost savings, simplification and further improved market func\r\ntioning for energy trading. \r\nSeite 3 von 14 \r\nDetailed list of simplification proposals \r\n1 Legal certainty and proportionate risk management \r\n1.1 Include vPPAs in EMIR hedging definition or exclude them from the definition of finan\r\ncial instruments \r\nProblem: Under current interpretations virtual Power Purchase Agreements (vPPAs) - de\r\nspite being structured to reduce price and volume risks for the renewable investor - may \r\nnot qualify as risk-reducing for the energy firm offering this hedge instrument to the renew\r\nable investor to guarantee a stable margin. As vPPAs are often high in notional value and \r\nlong-dated (10–15 years), they result in a disproportionate consumption of clearing thresh\r\nold capacity1 despite posing no systemic risk to financial markets. \r\nProposal:  \r\n• Clarify via targeted amendment to Article 10 of EMIR 3, that vPPAs when structured \r\nto mitigate price risk for counterparties with regards to renewable energy produc\r\ntion as well as (OTC) derivative contracts concluded to offset risks resulting from \r\nsuch virtual PPAs should be both treated as commercial risk reduction instruments \r\n• Clarify in MiFID/MiFIR that these contracts are not financial instruments. Then, they \r\nare also not relevant for EMIR clearing threshold calculations \r\nBenefit: Such clarification will ensure EMIR 3 remains supportive of the EU’s energy transi\r\ntion and climate finance objectives. \r\n1.2 State-backed CfDs for renewable energy sources – exemption in MiFID \r\nBackground: Renewable price support schemes, which take form of 2-way financially set\r\ntled contract for differences, fall under the definition of cash settled commodity derivatives \r\nunder Section C (5) Annex I of MIFID II. They constitute derivative contracts under EMIR and \r\nare subject to all the relevant requirements, including transaction reporting requirements, \r\nportfolio reconciliation requirements, and timely confirmation requirements. These re\r\nquirements are complex; full compliance requires dedicated IT infrastructure and specific \r\nexpertise. A significant portion of developers of renewable energy projects do not routinely \r\n1EMIR Study from Frontier Economics “REVIEW OF THE EMIR CLEARING THRESHOLD FOR COMMODITIES (CCT)” \r\nof 31 May 2022, Link \r\nSeite 4 von 14 \r\nparticipate in the financial derivatives markets, and are therefore not equipped to comply \r\nwith financial market regulations. The problem is further exacerbated by the fact that all \r\ndirect price support schemes for renewable energy investments must take form of such \r\ntwo-way contracts for difference (see Article 19d of Regulation (EU) 2019/943).   \r\nWe believe that the fact that these contracts are classified as financial instruments is a tech\r\nnicality which was overlooked during the legislative process, for the following reasons: \r\n• These contracts are settled on the basis of metered generation volumes. They are \r\nstrictly tied to physical generation assets; the supply of these instruments (and hence \r\ntheir risk potential) is thus strictly limited by the amount of installed electricity gen\r\neration capacity. Therefore, the overall profile of these contracts is much closer to \r\nthat of the physical supply agreements, and financial supervisory requirements are \r\nill-suited for mitigating the risks stemming from these contracts.  \r\n• Usual derivatives under MiFID/EMIR reallocate market risks between counterpar\r\nties. State-backed CfDs do not transfer market risks, they neutralise it for the gener\r\nator and therewith socialise the price to the public sector. Hence, they do not fit into \r\nEMIR´s systemic- risk logic. \r\n• These contracts are instruments for implementation of public subsidy support \r\nschemes; they are not financial products tradable on the free market.  \r\n• Instances where public policy measures bear certain characteristics of financial in\r\nstruments already exist, and MIFID II contains targeted exceptions for such measures. \r\nSee, for example, the exemption for ancillary services agreements which are used by \r\nTransmission System Operators to keep in supply and demand of energy in balance \r\n(Article 7 (4) of Commission Delegated Regulation 2017/565).  \r\n• If state-backed CfDs are classified as financial instruments, they would be, among \r\nother duties, subject to EMIR transaction-reporting. In fact, these instruments are \r\ncurrently not reportable, since several mandatory reporting fields cannot be filled \r\nout (e.g. Master Agreement type [state-backed CfDs are not traded under Master \r\nAgreements] and version, counterparty LEI [most CfD counterparties have no LEI]. \r\nThis example shows that these kind of contracts do not  fit into the MiFID-EMIR re\r\ngime. \r\nProposal: Targeted exemption in MIFID II, Annex I, section C for such contracts, from the \r\ndefinition of “financial instruments” \r\nBenefit: Significantly reduce the administrative and compliance burden on energy firms for \r\nall sizes of market participants; enabling greater focus on renewable project development \r\nrather than navigating complex financial regulations for contracts that are fundamentally \r\ndesigned to implement public policy. \r\nSeite 5 von 14 \r\n1.3 Clarification that consequential hedges (e.g. FX hedges arising from commodity deriva\r\ntives) are risk-reducing under EMIR 3 \r\nProblem: Current EMIR 3 rules define hedging as transactions that reduce risks directly \r\nlinked to a firm’s or group’s commercial activity. However, there is uncertainty if consequen\r\ntial exposures - such as FX risk that arises when hedging a commercial gas position with a \r\ngas-forward in a foreign currency - are explicitly included. This may create legal uncertainty \r\nfor companies that use further derivatives (for example, FX forwards) to hedge new risks \r\nresulting directly from their original commercial hedge. \r\nProposal: Explicitly clarify, ideally through interpretative guidance or a targeted amendment \r\nto Level 2 of EMIR (e.g. Article 10 of CDR 149/2013), that subsequent hedges (such as FX \r\nderivatives) used to manage consequential exposures created by initial commercial hedging \r\nderivatives are also considered risk-reducing. This would ensure these risk management \r\nsteps fall under the definition of commercial hedging. \r\nBenefit: Legal certainty; alignment of regulatory treatment with the economic realities of \r\ncommercial hedging. \r\n1.4 Clarify group definition for hedging \r\nProblem: The energy transition has driven cross-border joint ventures and shared-owner\r\nship models to finance and operate capital-intensive renewable projects. EMIR’s current \r\ngroup concept does not fully reflect these modern arrangements as it is uncertain if minority \r\nstakes in Joint Venture (JVs) could qualify as “within the group” for hedging purposes pur\r\nsuant to Article 10(3) EMIR and Article 10 of Delegated Regulation (EU) No 149/2013. Am\r\nbiguity exists on whether joint ventures or entities consolidated at equity under IFRS, or \r\nlocal GAAP (e.g. German HGB) are part of the “group.” \r\nProposal:  \r\n• Clarify the scope of “group” to reflect current accounting and corporate structures \r\nin EMIR: Explicitly include 50:50 and minority stake joint ventures for renewable pro\r\njects, which are consolidated at equity in accordance with IFRS/local GAAP or inter\r\nnationally recognised accounting standards as part of the ‘group’ for hedging pur\r\nposes only in accordance with Art. 10 CDR 149/2013. Example for a wider definition \r\nin financial market regulation is the definition of a group in the Financial Conglom\r\nerates Directive (Article 2 (12) in combination with Article 2 (11) of Directive \r\n2002/87/EC) which encompasses entities in which the parent or its subsidiaries hold \r\na participation, including minority-held joint ventures (direct or indirect ownership \r\nof 20 % or more of the voting rights or capital of an undertaking is sufficient). This \r\nwould ensure that all companies participating in the JVs (with 50:50 or minority \r\nstake) can hedge the commercial risks of the JVs. \r\nSeite 6 von 14 \r\n• A similar change should be implemented into the MiFID directive, allowing market\r\nfacing entities of energy groups (and the other partners of the JVs) to offer hedge \r\nservices to its JV projects, even if they are consolidated ‘at-equity’ only. These hedg\r\ning activities are often considered as the provision of financial service to the JV pro\r\njects. Consequently, market-facing entities cannot make use of the so-called MiFID \r\ngroup privilege, as this relates to fully consolidated group entities only. Moreover, \r\nthe use of the ancillary-activities exemption (AAE) is often excluded because of the \r\nlack of a main (non-financial) business to this entity. \r\nBenefit: Such clarification will ensure regulation remains supportive of the EU’s energy tran\r\nsition and aligns with modern corporate structures and financing models; in addition, it al\r\nlows effective risk management for JVs by all companies participating in the JVs. \r\n1.5 Simplify EMIR clearing threshold calculation \r\nProblem: EMIR clearing threshold calculations inappropriately limit the headroom for NFCs, \r\nespecially because of: \r\na)  Netting rules: Currently, the calculation of gross notional exposure for OTC-deriva\r\ntives under EMIR largely ignores portfolio-wide netting effects, only allowing con\r\ntracts with the same type, underlying, and maturity to be offset. This narrow ap\r\nproach greatly overstates the actual credit risk a counterparty presents because, in \r\ninsolvency scenarios, all outstanding contracts between counterparties - across dif\r\nferent underlyings and maturities - would typically be netted under master agree\r\nments. Thus, the existing rules do not accurately reflect the real, lower credit expo\r\nsure that would exist in practice and, hence, is not in line with general accepted risk \r\nmanagement practices. \r\nb) Applicable reference period: Currently, threshold calculation is based on the total \r\noutstanding exposure of all contracts, not just those concluded within a given refer\r\nence period. This approach disproportionately penalizes long-term contracts like \r\nvPPAs, which consume large portions of the available threshold for their entire life\r\ntime (if not recognised as hedges), rather than reflecting actual trading activity. As a \r\nresult, firms face unnecessarily restricted capacity for new trades, making the system \r\nless reflective of current market participation \r\nProposal:  \r\na) Widening the application of netting in threshold calculation: Clarify the calculation \r\nmethodology to allow for netting comparable to the netting of exposures for the \r\ncalculation of the Ancillary Activity Exemption under the Commission Delegated Reg\r\nulation (EU) 2017/592  (change in Level 2 and ESMA FAQ) \r\nb) Amending the calculation methodology regarding the reference period: The calcula\r\ntion of the gross notional value (GNV) should be based on concluded contracts dur\r\ning a 12 month reference period (like under the U.S. Dodd-Frank Act for the Swap \r\nSeite 7 von 14 \r\nDeal Test) instead of the entire outstanding exposure from existing contracts held at \r\nspecific points in time (change in EMIR 3 Level 1) \r\nBenefit: Easier, more accurate threshold monitoring, reduced complexity.  \r\n1.6 Algorithmic trading – Clarification of proportionate supervisory expectations for non\r\nfinancial firms \r\nBackground \r\nCommission Delegated Regulation 2017/589 (commonly known as “RTS6”) lays down ex\r\ntensive organizational requirements applicable to investment firms engaged in algorithmic \r\ntrading. While RTS6 is drafted for “investment firms”, in practice it is in some jurisdictions \r\nsometimes interpreted as a compliance reference point beyond its intended scope, includ\r\ning for MiFID II-exempt firms when they use algorithmic trading in energy markets (including \r\ntrading linked to physical REMIT products). \r\nRTS6 can be a solid compliance benchmark. However, the different risk profile and business \r\nmodel of MiFID II-exempt energy trading firms means that RTS6 requirements should not \r\nbe assumed to apply on a one-to-one basis, nor should any justified, proportionate devia\r\ntion automatically be seen as a lack of adequate systems and controls under Article 17 of \r\nMiFID II. The objective is not to reduce oversight of algorithms, but to ensure that govern\r\nance and control requirements remain proportionate and fit-for-purpose for energy market \r\nparticipants, including in relation to physical REMIT products. Requiring full RTS6 compli\r\nance in all cases could disproportionately burden exempt firms and, in practice, discourage \r\nthe responsible use of trading algorithms. \r\nProposal: Clarify that for MiFID-exempt non-financial firms using algo trading tools should \r\nbe applied in a proportionate manner reflecting the nature, scale and complexity of their \r\nactivities, while maintaining high standards of risk control and market integrity \r\nBenefit: Improved legal certainty and more consistent supervisory expectations across ju\r\nrisdictions, without weakening core control standards for algo trading. \r\n2 Cutting regulatory reporting burden \r\n2.1 Extend the single-side reporting for non-financial counterparties (NFCs) under EMIR and \r\nSFTR \r\nProblem: Non-financial counterparties (NFCs) face complex EMIR and SFTR reporting duties, \r\neven where they delegate reporting, as they often remain responsible for data quality and \r\nreconciliations. Under SFTR, mandatory delegated reporting currently benefits only SMEs; \r\nother NFCs face heavy reporting burdens. In addition, the current definition in EMIR Article \r\nSeite 8 von 14 \r\n9(1a) as well as SFTR Article 4(3) is too narrow and does not reflect market practice where \r\nagent lenders, tri-party agents, brokers, clearing members and CCPs already handle the \r\ndata. \r\nProposal: Ensure that NFCs benefit from mandatory delegated (or single-sided) reporting \r\nfor all kind of transactions. Full reporting responsibility and liability should be assigned to \r\nthe “Other counterparty”/ “Entity responsible for reporting” (or counterparty required to \r\nreport data pursuant to EMIR/ SFTR in case of single sided reporting). Explicitly include agent \r\nlenders, tri-party agents, brokers, clearing members and CCPs as potential “reporting enti\r\nties” (in EMIR under Art.9 (1a) and in SFTR in Art. 4(3)). \r\nBenefit: Clear responsibility, reduced reconciliation burden, improved data quality. \r\n2.2 Streamline intragroup exemption reporting \r\nProblem: Intragroup reporting exemptions require extensive documentation for each entity \r\npair and each regulator, creating significant administrative costs for low-risk intragroup \r\nflows. \r\nProposal: Introduce a statutory exemption from intragroup reporting in Level 1 Text of \r\nEMIR 3 for NFCs (analogously to REMIT) - potentially combined with a simple one-off central \r\nnotification (e.g. at ESMA or trade repository). As a fallback option, a single central author\r\nisation by the national “home” regulator or ESMA could be introduced, instead of multiple \r\napprovals by NCAs. \r\nBenefit: Major reduction in compliance burden and alignment with more efficient interna\r\ntional practice. This would also have the benefit of “clearing up” transaction reporting data \r\nfor the regulatory authorities, allowing them to focus on market-facing derivative contracts. \r\n2.3 Revoke the reporting on clearing at third-country CCPs for NFCs under Art. 7d EMIR \r\nProblem: The new reporting obligation under Art.7d EMIR on clearing at recognised \r\nthird-country CCPs creates significant operational burden for NFCs, as Art.7d also applies to \r\nclients of clearing firms active on third country CCPs recognized under EMIR. However, in \r\nreality regulatory interest is often limited to specific sensitive asset classes (subject to the \r\nclearing obligation of the active account regime which is not the case for energy/commodity \r\nderivatives). \r\nProposal: Delete the requirement for NFCs, or at minimum allow full delegation of this re\r\nporting to clearing banks or CCPs. \r\nBenefit: Burden reduction on clearing clients without loss of relevant supervisory infor\r\nmation \r\nSeite 9 von 14 \r\n2.4 Limit NFC reporting to loan data only under SFTR and use third-party valuations more \r\nbroadly \r\nProblem: Collateral reporting under SFTR causes numerous daily updates and high daily re\r\nporting costs for NFCs. In addition, NFCs must use the value they use for collateral manage\r\nment and exposure management purposes (internal valuations made for the purpose of \r\nfirm wide risk management) except for cleared SFTs (when information related to valuations \r\nsourced from the CCP should be used for SFTR reporting), even if third parties (agent lend\r\ners, tri-party agents, brokers, clearing members) have better data. \r\nProposal: Limit NFC reporting to loan data only; no collateral data requirements. If collat\r\neral reporting under SFTR for NFCs remains applicable, allow NFCs to use third-party valu\r\nations more widely for SFTR reporting where such intermediaries are involved. \r\nBenefit: Significant reduction in reporting volume and operational complexity \r\n2.5 Limit error corrections to live transactions \r\nProblem: NFCs must correct past errors even for matured or terminated transactions, of\r\nfering little supervisory value. \r\nProposal: Limit the obligation to live transactions only \r\nBenefit: Focuses effort on currently relevant data. \r\n2.6 Reduce static data across frameworks \r\nProblem: EMIR, SFTR, MiFID/MiFIR and other regimes repeatedly ask for static data (e.g. \r\ncounterparty and product details) that are already embedded in identifiers used anyways \r\nfor the reporting of transactions (e.g., LEI, UPI, ISIN, CFI-Code, MIC-Code). \r\nProposal: Reduce static fields and rely systematically on all the existing identifiers where \r\npossible. \r\nBenefit: Lower reporting data fields, fewer errors, better data consistency. \r\n2.7 Remove hedge/spec flag for Exchange Traded Derivatives  \r\nProblem: The hedge/spec flag is intended for EMIR clearing threshold monitoring, but Ex\r\nchange Traded Derivatives (ETDs) are legally excluded from the EMIR clearing threshold cal\r\nculation as only OTC derivatives are in scope. Hence, the flag for ETDs has no supervisory \r\nvalue. Especially as this information is reported by clearing banks mostly only on clearing \r\naccount level, leading to a misleading picture as no granular reporting on order/transaction \r\nlevel is possible.  \r\nProposal: Remove the reporting requirement for the hedge/spec flag on ETDs within EMIR \r\nreporting. \r\nSeite 10 von 14 \r\nBenefit: Immediate simplification of reporting templates and systems; no misleading infor\r\nmation as MiFID ITS4 report grants correct insight for supervisory purposes. \r\n3 Market integration and a more coherent legislative process \r\n3.1 Streamlined EU Legislative Process \r\nProblem: Complex, multi-stage EU legislative procedures make it difficult to adapt quickly \r\nto market developments and create overlapping reforms. On many occasions, market par\r\nticipants have also faced legal uncertainty and unnecessary compliance costs when Level 1 \r\nrequirements apply before the relevant Level 2 technical standards are effective or even \r\nadopted, resulting in avoidable financial burdens and inconsistent application across the EU. \r\nAlso, the very high number of Level 2 measures (in the last legislature, Level 1 acts empow\r\nered the Commission to adopt around 430 Level 2 measures) - combined with the very de\r\ntailed technical nature of these measures - causes an unmanageable amount of implemen\r\ntation work for regulators and all concerned firms (EU Commission had “de-prioritise  Level \r\n2 Acts in financial services laws; see link) \r\nProposal:  \r\n• Better coordinate Level 1, 2 and 3 rule-making  \r\n• Reduce number of Level 2 measures mandates in Level 1 text to return to a more \r\nprinciple based regulatory approach \r\n• Reduce unnecessary overlaps and stages  \r\n• Improve transparency and forward planning of regulatory pipelines \r\n• Ensure Level 1 measures only take effect after corresponding Level 2 measures are \r\npublished, with a reasonable implementation period for firms \r\n• Empower ESMA to manage technical reporting validation rules directly and more \r\nflexibly \r\n• Enhance the European Commission’s ability to temporarily suspend requirements \r\nand react quickly to major market events, similar to practices in other jurisdictions  \r\nBenefit: This approach would deliver faster and more coherent regulatory updates and re\r\nduce bureaucracy. Aligning the timing of Level 1 and Level 2 measures would reduce com\r\npliance complexity and avoid duplicative efforts. Granting ESMA more technical agility \r\nwould improve data quality and operational efficiency for firms. Strengthening the Commis\r\nsion’s powers to respond to market disruptions would boost the EU’s competitiveness and \r\nprovide clear frameworks for firms to operate during periods of uncertainty. The reduction \r\nof the number of Level 2 measures would contribute to the simplification and burden re\r\nduction. \r\nSeite 11 von 14 \r\n3.2 Deletion of German EMIR audit obligation \r\nProblem: Germany has imposed an EMIR audit obligation absent at EU level, creating a sig\r\nnificant extra cost and burden by that creating a potential competitive disadvantage for \r\nGerman firms.  \r\nProposal: Remove the national EMIR audit requirement  \r\nBenefit: Level playing field in the market and reduced costs for affected companies. \r\n4 Conclusion  \r\nThese proposals offer a balanced and pragmatic way to ease the regulatory burden on Europe’s \r\nreal-economy energy companies while maintaining, and in some cases improving, supervisory \r\noutcomes.  \r\nThey: \r\n• Are suitable for consideration in the context of a targeted legislative Omnibus proposal \r\non EU financial market regulation addressing regulatory burden reduction and simplifi\r\ncation of the existing framework (MiFID/MiFIR, EMIR, SFTR and related regimes) \r\n• Do not require fundamental amendments or reform of financial market regulation De\r\nliver high impact at low implementation cost  \r\nWe invite policymakers to engage with industry and supervisors to prioritise the measures with \r\nthe highest benefit-to-effort ratio.  \r\nSeite 12 von 14 \r\n5 Annex – Mapping of proposals to regulations \r\n• MiFID \r\no Exclude virtual Power Purchase Agreements (vPPAs) and state-backed CfDs for \r\nrenewable energy sources from definition of financial instruments  \r\no Clarify “group” definition for hedging, including JVs (50:50 and minority stake)  \r\no RTS6 (Algorithmic trading) exemption for non-financial firms \r\n• EMIR \r\no Simplify clearing threshold methodology (netting, shorter reference period)  \r\no Include vPPAs in hedging definition  \r\no Clarification that consequential hedges (e.g. FX hedges arising from commodity \r\nderivatives) are risk-reducing under EMIR \r\no Clarify “group” definition for hedging, including JVs (50:50 and minority stake)  \r\no Intragroup reporting exemption / central notification  \r\no Mandatory delegated (i.e. single side) reporting for NFCs  \r\no Extend “reporting entity” definition (agent lenders, tri party agents, brokers, \r\nclearing members, CCPs)  \r\no Remove hedge/spec flag requirement for ETD reporting  \r\no Art. 7d: Delete or fully delegate third country CCP clearing reporting for NFCs  \r\no (Germany) Deletion of German EMIR audit obligation \r\n• SFTR \r\no Mandatory delegated reporting (i.e. single sided) for all NFCs   \r\no Limit NFC reporting to loan data only (no collateral data)  \r\no Broader use of third-party valuations (agent lenders, tri party agents, brokers, \r\nclearing members)  \r\no Delete reconciliation fields and tolerance levels for NFCs  \r\no Limit error corrections for NFCs to live transactions only  \r\nSeite 13 von 14 \r\n• Overarching / National \r\no Reduction of static data requirements across EMIR, SFTR, MiFID/MiFIR and \r\nother frameworks  \r\no Streamlining of legislative reforms and simplification of the EU legislative pro\r\ncess  \r\no Deletion of German EMIR audit obligation \r\nSeite 14 von 14 "},"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":"2026-04-22"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024835","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zur Verankerung von Biomethannetzgebieten im Energiewirtschaftsrecht","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/ac/0b/749906/Stellungnahme-Gutachten-SG2606040021.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":"Hintergrundpapier Biomethan \r\nDamit die Vorgaben aus dem Gebäudemodernisierungsgesetz umgesetzt werden können, ist \r\nes notwendig, das vorhandene Biomethanpotenzial in Deutschland zu heben. Allerdings muss \r\nder Anschluss von Biomethananlagen im Einklang stehen mit der Entwicklung der Gasnetze. \r\nDas heißt, die Umstellung von Gasnetzen auf Wasserstoff und der wirtschaftliche Betrieb von \r\nGasnetzen beziehungsweise eine dafür gegebenenfalls notwendige Stilllegung von Teilnetzen \r\ndarf nicht gefährdet werden. Deswegen braucht es eine langfristig angelegte Strategie, die per\r\nspektivisch auch für Bestandsanlagen die Einspeisung ins Gasnetz sicherstellt. \r\nEine pauschale 20-jährige Vorlaufzeit für die Trennung von Anschlüssen von Biomethanerzeu\r\ngungsanlagen hält der BDEW weder für Bestands- noch für Neuanlagen für zielführend. Des\r\nwegen schlagen wir die Ausweisung von Biomethannetzgebieten auf Basis einer Biomethan\r\nstrategie vor. Dadurch würden auch Investitionen in Neuanlagen angereizt werden, da für \r\ndiese ebenfalls ein Betrieb über das Jahr 2045 hinaus sichergestellt wäre. \r\n› Die planerische Strukturierung durch Biomethannetzgebiete erübrigt spezifische Tren\r\nnungsfristen für Biomethananlagen. In ausgewiesenen Biomethannetzgebieten können \r\ndiese entfallen, sodass Planungs- und Investitionssicherheit maximal und über 2045 hin\r\naus gegeben sind. \r\n› Zugleich ist die Weiterentwicklung des Gasnetzes hinsichtlich der übrigen Pfade – Umstel\r\nlung auf Wasserstoff oder Stilllegung – gewährleistet, indem die unterschiedslose Ver\r\npflichtung zum fortdauernden Anschluss einer Biomethananlage entfällt. \r\nHintergrund \r\n› Biomethan ist ein wichtiger Baustein, um die nationalen und internationalen Klimaschutz\r\nziele zu erreichen. Erforderlich sind daher Regelungen, die gezielt Planungssicherheit und \r\neine langfristige Perspektive für die Erzeugung und Einspeisung von Biomethan schaffen.  \r\n› Hierbei bestehen derzeit zwei Spannungsfelder aufgrund aktueller Gesetzgebungsvorhaben: \r\nTransformation Gasnetze und Netzanschlüsse von Biomethananlagen \r\nDas Spannungsfeld besteht einerseits darin, die notwendige Transformation der Gasnetze in \r\nihrer gesamten Kaskade zu ermöglichen sowie andererseits die Investitionssicherheit für Bi\r\nomethanerzeugungsanlagen zu gewährleisten (Umsetzung EU-Gaspaket).  \r\nErhöhte Nutzung von Biomethan und wirtschaftlicher Betrieb von Gasnetzen \r\nEinerseits schafft das Gebäudemodernisierungsgesetz Anreize für den Einbau neuer, anteilig \r\nmit Biomethan betriebener Gasheizungen. Andererseits kann die parallel zunehmende Um\r\nstellung auf Wärmepumpen zu sinkenden Netzauslastungen führen, wodurch ein langfristig \r\nwirtschaftlicher Betrieb der Gasverteilnetze erschwert wird. \r\nwww.bdew.de\r\nSeite 1 von 2 \r\nHintergrundpapier Biomethan \r\n› Zentrale Instrumente zur Auflösung der Spannungsfelder sind die Erstellung einer verlässli\r\nchen Biomethanstrategie sowie die Ausweisung von Biomethannetzgebieten. \r\n› Mit einer Biomethanstrategie ist zu beantworten, aus welchen Quellen und in welchen \r\nMengen Biogas und Biomethan nachhaltig zur Verfügung gestellt werden können und wel\r\nche Regionen ein hohes Biomethanpotenzial ausweisen.  \r\n› Vorgelagert ist im EnWG bereits jetzt die Möglichkeit zur Ausweisung von Biomethannetz\r\ngebieten in den Verteilernetzentwicklungsplänen sowie dem Netzentwicklungsplan Gas/ \r\nWasserstoff zu schaffen.  \r\n› Die Ausweisung von Biomethannetzgebieten in den Verteilernetzentwicklungsplänen kann \r\nSicherheit für die Akteure über die zur Verfügung stehenden Instrumente herstellen. \r\n› Netzbetreibern wird so ermöglicht, die Weiterentwicklung ihrer Netze wirtschaftlich zu pla\r\nnen und umzusetzen.  \r\n› Gleichzeitig schaffen ausgewiesene Biomethannetzgebiete langfristige Planungs- und Inves\r\ntitionssicherheit sowohl für Bestands- als auch für Neuanlagen sowie für Verbraucher. \r\n› Die Kriterien für die Ausweisung sind unter anderem das vorhandene und perspektivische \r\nBiomasse- und Biomethanpotenzial einer Region, die Netzstruktur inkl. bereits bestehender \r\nNetzanschlüsse von Biomethanerzeugungsanlagen und die Wirtschaftlichkeit des Netzbe\r\ntriebs sowie eine Betrachtung der Verbindungen zwischen den Gebieten und in europäische \r\nNachbarländer.  \r\n› Die Kosten für Netzanschlüsse müssen zukünftig deutlich sinken. Dazu sollten strukturelle \r\nFaktoren angegangen werden. \r\n› Ohne die Ermöglichung der Ausweisung von Biomethannetzgebieten und der Beibehaltung \r\nvon langen Trennungsfristen für Biomethananlagen drohen hohe volkswirtschaftliche Kos\r\nten. Weiterhin wird die Versorgung von Industrie- und Kraftwerkskunden mit Wasserstoff in \r\nbetroffenen Netzkaskaden nur über den Neubau von Leitungen möglich. \r\nBDEW-Positionen: \r\n› Biomethan-Einspeisung effizienter gestalten | BDEW \r\n› Stellungnahme zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes | BDEW \r\n› Diskussionspapier Biomethaneinspeisung „Weiterentwicklung der Biomethaneinspeisung in \r\nGasnetze“ | B… \r\nSeite 2 von 2 \r\nwww.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":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":"2026-06-02"}]},{"regulatoryProjectNumber":"RV0024836","regulatoryProjectTitle":"Änderungsvorschläge zum Stromversorgungskapazitätsgesetz (StromVKG) zur Sicherung der Versorgungssicherheit","pdfUrl":"https://www.lobbyregister.bundestag.de/media/9e/fe/749908/Stellungnahme-Gutachten-SG2606040026.pdf","pdfPageCount":35,"text":{"copyrightAcknowledgement":"Die grundlegenden Stellungnahmen und Gutachten können urheberrechtlich geschützte Werke enthalten. Eine Nutzung ist nur im urheberrechtlich zulässigen Rahmen erlaubt.","text":"Berlin, 29. Mai 2026 \r\nStellungnahme \r\nzum Entwurf eines Gesetzes \r\nzur Sicherung der Versor\r\ngungssicherheit Strom und \r\nzur Bereitstellung neuer Ka\r\npazitäten (StromVKG) \r\nRegierungsentwurf vom 13. Mai 2026  \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 überregiona\r\nlen 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 Verhaltensko\r\ndex 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\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nwww.bdew.de Seite 2 von 35 \r\n \r\nInhalt \r\nExecutive Summary ..................................................................................................... 5 \r\n1 Einleitung und übergeordnete Position ...................................................... 7 \r\n1.1 Verhältnis zu AgNes-Prozess ................................................................. 8 \r\n2 Abschnitt 2 Ausschreibungen, Gebotstermine, Ausschreibungsvolumina .. 10 \r\n2.1 Gebotstermine für die Ausschreibung für Erzeugungskapazitäten (§ \r\n5): ......................................................................................................... 10 \r\n3 Abschnitt 3 Voraussetzungen für die Teilnahme an Ausschreibungen ....... 10 \r\n3.1 Stromnetzanschluss (§ 8) .................................................................... 10 \r\n3.2 Ausschluss der Doppelförderung (§ 11) .............................................. 11 \r\n3.3 Standortdefinition (§ 12) ..................................................................... 12 \r\n3.4 Langfristkriterium (§ 12 Abs. 5): .......................................................... 14 \r\n3.5 Mindestinvestitionsschwellen (§ 14) ................................................... 14 \r\n3.6 Resilienzvorgaben (§ 15): .................................................................... 15 \r\n3.7 Momentanreserve (§ 16): ................................................................... 16 \r\n3.8 H2-Anforderungen (§ 17) .................................................................... 18 \r\n3.9 Grenzüberschreitende Teilnahme (§ 18)............................................. 19 \r\n4 Abschnitt 4 Aggregation, Reduzierte Leistung, Referenzwert[e] ................ 20 \r\n4.1 Anlagenpools (§ 20 ff. /§ 12 Abs. 4) .................................................... 20 \r\n4.2 Derating-Faktoren (§ 22, § 23 mit Anlage 3): ...................................... 20 \r\n5 Abschnitt 5 Präqualifizierung ................................................................... 21 \r\n6 Abschnitt 6 Ausschreibungsverfahren und Sicherheiten ........................... 21 \r\n6.1 Bekanntmachung (§ 35): ..................................................................... 21 \r\n6.2 Höchstwerte (§ 39): ............................................................................. 21 \r\n6.3 Realisierungssicherheit (§ 43) ............................................................. 22 \r\n \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nwww.bdew.de Seite 3 von 35 \r\n6.4 Sicherheit für Ausgleichszahlungen und für die Pönale für \r\nunvollständige Funktionsnachweise (§ 44) ......................................... 22 \r\n6.5 Verzinsung von Sicherheiten (§ 46 Abs. 2) .......................................... 23 \r\n7 Abschnitt 7 Zuschlag ................................................................................ 23 \r\n7.1 Zuschlagsverfahren (§ 48): .................................................................. 23 \r\n7.2 Südbonus (§ 48): .................................................................................. 24 \r\n7.3 Ausschluss von Geboten (§ 49 Abs. 4): ............................................... 25 \r\n7.4 Bekanntgabe der Zuschläge (§ 51) ...................................................... 25 \r\n7.5 Übertragung der Kapazitätsverpflichtung (§ 58) ................................. 25 \r\n7.6 Sekundärmarkt (§ 58 ff.) ...................................................................... 26 \r\n8 Abschnitt 8 Abschließende Präqualifizierung, Nichtrealisierungspönale .... 27 \r\n8.1 Angaben und Nachweise in Verbindung mit Entscheidung über den \r\nAbschluss der Präqualifizierung (§ 63) ................................................ 27 \r\n8.2 Nichtrealisierungspönale (§ 64) .......................................................... 27 \r\n9 Abschnitt 9 Verfügbarkeitsverpflichtung, Überprüfung, Funktionsnachweis, \r\nDekarbonisierung .................................................................................... 28 \r\n9.1 §§ 65 ff. Verfügbarkeitsverpflichtung, Verfügbarkeitsindikator & \r\nAbrechnungsperiode, Hochpreisviertelstunde. .................................. 29 \r\n9.2 Abrechnungsperiode, Hochpreisviertelstunde, \r\nAbrechnungsmechanismus (§ 66 ff.) ................................................... 29 \r\n9.3 Indikativgebote (§ 71) ......................................................................... 30 \r\n9.4 Dekarbonisierung (§ 73) ...................................................................... 30 \r\n9.5 Beginn des Messzeitraums und Kapazitätsvergütung (§§ 74 ff.) ........ 31 \r\n10 Abschnitt 10 Zahlungsansprüche und Zahlungsverpflichtungen ................ 32 \r\n10.1 Preisspitzenausgleich (§ 81): ............................................................... 32 \r\n11 Abschnitt 12 Festlegungskompetenzen, Verordnungsermächtigungen...... 32 \r\n \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nwww.bdew.de Seite 4 von 35 \r\n12 Anlage 3 (zu § 23 Absatz 1) Methodik zur Ermittlung der \r\nReduktionsfaktoren und Technologieklassen für die Ausschreibungen für \r\nErzeugungskapazitäten und Kapazitäten .................................................. 33 \r\n13 Zu Anlage 7 .............................................................................................. 34 \r\n \r\n \r\n  \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nExecutive Summary \r\nDer BDEW begrüßt, dass die Bundesregierung mit dem StromVKG den Zubau gesicherter Leis\r\ntung nun konkret auf den Weg bringen will. Die Versorgungssicherheitsmonitorings haben ge\r\nzeigt: Deutschland braucht zügig neue gesicherte Leistung, um den Kohleausstieg abzusichern, \r\nältere Kraftwerke teilweise zu ersetzen und die Stromversorgung auch in Zeiten geringer Ein\r\nspeisung aus Wind- und Sonnenenergie zuverlässig zu gewährleisten. Dafür sind flexibel regel\r\nbare Gaskraftwerke, die perspektivisch mit klimaneutralem Wasserstoff betrieben werden \r\nkönnen, ebenso erforderlich wie Großbatteriespeicher, Sektorkopplung und Flexibilitäten auf \r\nder Verbrauchsseite. \r\nDamit das StromVKG tatsächlich Investitionen auslöst, muss der Bundestag das parlamentari\r\nsche Verfahren nun zügig voranbringen. Nur so kann der Zeitplan verlässlich eingehalten wer\r\nden, damit die Ausschreibungen wie geplant starten und noch 2026 belastbare Investitions\r\nentscheidungen ermöglichen. Zugleich müssen die Rahmenbedingungen so ausgestaltet wer\r\nden, dass Projekte rechtssicher kalkuliert, finanziert und umgesetzt werden können. Der Bun\r\ndestag sollte den Gesetzentwurf daher im parlamentarischen Verfahren an zentralen Stellen \r\nnachschärfen. \r\nErstens braucht es Investitionssicherheit vor dem ersten Gebotstermin. Unternehmen kön\r\nnen nur dann verbindliche Gebote abgeben, wenn Kosten, Pflichten und Risiken über den ge\r\nsamten Verpflichtungszeitraum verlässlich kalkulierbar sind. Ein Ausschreibungsstart vor Ab\r\nschluss der beihilferechtlichen Genehmigung schafft erhebliche Unsicherheit. Falls dennoch \r\nvorher ausgeschrieben wird, muss ein Zuschlag ohne Schaden zurückgegeben werden können. \r\nZudem muss spätestens zum Ausschreibungsstart Klarheit über mögliche Einspeiseentgelte \r\nund Baukostenzuschüsse bestehen. Nachträglich eingeführte Einspeiseentgelte dürfen die \r\nWirtschaftlichkeit bereits bezuschlagter Anlagen nicht entwerten. \r\nZweitens sollte auf die vorgesehene Gebotsobergrenze verzichtet werden. Eine zu niedrige \r\nGebotsobergrenze kann dazu führen, dass dringend benötigte Kraftwerks- und Speicherpro\r\njekte nicht an der Ausschreibung teilnehmen oder dort scheitern. \r\nDer vorgesehene Wert ist nicht sinnvoll mit anderen europäischen Kapazitätsmechanismen \r\nvergleichbar. In Deutschland wirken mehrere Kostentreiber zusammen: höhere Arbeits- und \r\nInbetriebnahmekosten im internationalen Vergleich, stark gestiegene Investitionskosten durch \r\ndie europaweit hohe Nachfrage nach neuen Gaskraftwerken, absehbare Engpässe bei Herstel\r\nlern und Zulieferern, geringere Strommarkterlöse sowie strengere Anforderungen an Bankga\r\nrantien und Pönalen. Hinzu kommen zusätzliche gesetzliche Anforderungen, etwa zur Momen\r\ntanreserve und zur Umstellung auf klimaneutralen Betrieb beziehungsweise Wasserstoff. Auch \r\nSeite 5 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\ndie teils längeren Vertragslaufzeiten in anderen Ländern relativieren den europäischen Ver\r\ngleich. \r\nSollte der Gesetzgeber dennoch an der Gebotsobergrenze festhalten, müsste sie deutlich hö\r\nher angesetzt, transparent hergeleitet und so ausgestaltet werden, dass dringend benötigte \r\nInvestitionen in gesicherte Leistung nicht ausgeschlossen werden. \r\nDrittens müssen die Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten praxistauglich ausgestaltet \r\nwerden. Das vorgesehene 10-1-10-Stunden-Kriterium für Speicher sollte erhalten bleiben, \r\naber sachgerecht angewendet werden. Entscheidend ist, dass die bezuschlagte Leistung in \r\nKnappheitssituationen verlässlich bereitsteht. Daher sollte das Kriterium auf die gebotene be\r\nziehungsweise bezuschlagte reduzierte Leistung bezogen werden, nicht pauschal auf die ge\r\nsamte installierte Leistung. Bei Anlagenpools sollte die Erfüllung auf Ebene des Pools möglich \r\nsein. \r\nViertens gilt es, Akteursvielfalt durch faire Teilnahmebedingungen zu sichern. Akteursvielfalt \r\nist gerade bei Kapazitätsmechanismen ein wichtiges Ziel. Eine starre Beschränkung der Ge\r\nbotshöhe pro Marktteilnehmer ist dafür jedoch nicht das richtige Instrument. Sie kann effizi\r\nente Projekte begrenzen, ohne kleinere Akteure tatsächlich besserzustellen. Stattdessen soll\r\nten niedrige Mindestgebotshöhen, beschleunigte Genehmigungen, realistische Sicherheiten \r\nund beherrschbare Pönalen in den Mittelpunkt gestellt werden. Sicherheiten und Pönalen \r\nsind notwendig, um Verbindlichkeit in Ausschreibungen herzustellen. Sie dürfen aber nicht so \r\nhoch oder starr ausgestaltet sein, dass kleinere und mittlere Marktakteure faktisch ausge\r\nschlossen oder Investitionen unnötig verteuert werden. Die Sicherheit für Ausgleichszahlun\r\ngen und Pönalen nach § 44 StromVKG-E sollte daher nicht bereits mit dem Zuschlag, sondern \r\nerst mit Inbetriebnahme der Anlage zu stellen sein. Zudem sollte die Nicht-Realisierungs\r\npönale weiter abgesenkt werden, damit nicht steuerbare Risiken nicht über Gebote einge\r\npreist werden müssen. \r\nFünftens sollte Momentanreserve ermöglicht, aber technisch sinnvoll und kosteneffizient \r\nausgestaltet werden. Systemstabilität ist ein legitimes und wichtiges Ziel. Anforderungen an \r\nMomentanreserve müssen jedoch technisch erfüllbar, wettbewerblich darstellbar und wirt\r\nschaftlich finanzierbar sein. Der BDEW spricht sich daher für ein Bonus-Modell für bereitge\r\nstelltes Momentanreservepotenzial anstelle einer starren Verpflichtung aus. Zugleich müssen \r\ndie Kosten der Momentanreserve bei der Festlegung der Höchstpreise berücksichtigt werden. \r\nZiel muss ein StromVKG sein, das Versorgungssicherheit tatsächlich ermöglicht: mit verlässli\r\nchem Zeitplan, schnellen Ausschreibungen, belastbaren Investitionsbedingungen, fairen Be\r\ndingungen ohne investitionshemmende Gebotsobergrenze, praxistauglichen Anforderungen \r\nund einem Risikoregime, das Akteursvielfalt und Kosteneffizienz erhält. \r\nSeite 6 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\n1 Einleitung und übergeordnete Position \r\nDer BDEW begrüßt es sehr, dass der Entwurf eines StromVKG nun vom Kabinett beschlossen \r\nwurde und ein Beginn der Ausschreibungen weiterhin in diesem Jahr geplant ist. Nach den \r\nVerzögerungen der Kraftwerksstrategie ist es entscheidend, den Zeitplan einzuhalten, um wei\r\ntere Kostensteigerungen in den geplanten Projekten zu vermeiden. \r\nDer Bau neuer Erzeugungskapazitäten nimmt lange Realisierungszeiten in Anspruch; die Aus\r\nschreibungen müssen daher dieses Jahr starten. Wichtig ist aus Unternehmensperspektive je\r\ndoch auch, dass die Ausschreibungen trotz der kurzfristigen Umsetzung die nötige Rechts- und \r\nInvestitionssicherheit bieten. Dies gilt gleichermaßen im Hinblick auf die endgültige beihilfe\r\nrechtliche Genehmigung, die ohne weitere Verzögerungen erfolgen muss. Ein möglicher Be\r\nginn der Ausschreibungen noch vor Erteilung der beihilferechtlichen Genehmigung wird daher \r\nkritisch gesehen. Außerdem besteht das Risiko, dass Klagen gegen die Genehmigung erhoben \r\nwerden. Daher sollte es Bietern grundsätzlich möglich sein, ihr Angebot auch nach dem Aus\r\nschreibungstermin zurückzunehmen, wenn die Ausschreibung vor Erteilung der beihilferechtli\r\nchen Genehmigung durchgeführt wurde.  \r\nUm Versorgungssicherheit in Dunkelflauten gewährleisten zu können, bedarf es sowohl flexi\r\nbel regelbarer Gaskraftwerke, die perspektivisch mit klimaneutralem Wasserstoff betrieben \r\nwerden, als auch Großbatteriespeicher, Sektorkopplung und Flexibilitäten auf Verbrauchs\r\nseite. Bei der Ausgestaltung ist es wichtig, dass Versorgungssicherheit kosteneffizient be\r\nschafft wird. Dazu trägt die Einbeziehung aller Technologien unmittelbar bei. Es ist sachge\r\nrecht, dass bei einem Instrument, das die Versorgungssicherheit adressiert, diejenigen Ver\r\nbraucher für die anfallenden Kosten aufkommen sollen, die in Zeiten der Knappheit Kapazi\r\ntätsbedarf haben. Der BDEW begrüßt daher den Ansatz, die Kosten nach dem Verbrauch in \r\nden teuersten Stunden zu verteilen. Es muss ein Ausgleich zwischen zu hoher Komplexität und \r\neiner verursachungsgerechten Verteilung einerseits sowie einer finanziellen Überforderung \r\nvon Akteuren, die keine Lastverschiebung oder -reduktion (Peak-Shaving) betreiben können, \r\nandererseits gefunden werden. Die Herausforderung besteht dabei insbesondere darin, die \r\nRolle von Lastflexibilität zu berücksichtigen und Doppelzählungen zu vermeiden, um die Anfor\r\nderung mit geringer Komplexität zu erfüllen. \r\nUm die Ausschreibungen möglichst vielen Marktakteuren zugänglich zu machen, betont der \r\nBDEW, dass unnötige Komplexität zu vermeiden ist, Sicherheiten von allen Akteuren leistbar \r\nsein müssen und die relevanten Informationen zur Teilnahme an den Ausschreibungen mög\r\nlichst frühzeitig und verbindlich feststehen, damit die Marktakteure sich auf die Ausschreibun\r\ngen vorbereiten können.  \r\nSeite 7 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nFür die Nutzung von Wasserstoff in Kraftwerken (inkl. BHKW) sind zudem Wasserstoffspeicher \r\nund Elektrolyseure als Flexibilitätselemente erforderlich. Politische Klarheit über den Transfor\r\nmationspfad von heutigen Erdgas- zu zukünftigen Wasserstoffspeichern ist entscheidend. Die\r\nser muss mit den geplanten Kapazitäten und Zeitplänen für die Wasserstoffnutzung im \r\nStromsektor abgestimmt werden; vergleichbares gilt auch für den Ausbau der Wasserstoff\r\nnetze. Außerdem sollte der Aufbau komplementärer Wasserstoffspeicherkapazitäten ermög\r\nlicht werden, etwa durch die Integration einer ergänzenden „Speicherkomponente“ in beste\r\nhende Fördermechanismen für „No-Regret“-H₂-Speicherkapazitäten, um künftig eine regel\r\nbare Versorgung von Wasserstoffkraftwerken sicherzustellen.  \r\nDamit auch über die Ziele des StromVKG-E hinaus neue Kraftwerke gebaut werden, braucht es \r\njetzt eine Verlängerung der mit dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) gesetzten An\r\nreize. Unmittelbar mit Einführung eines Kapazitätsmarkts mit Ausschreibungen muss die not\r\nwendige Anhebung der KWKG-Fördersätze aufgrund geminderter Erlöse aus dem Stromgroß\r\nhandelsmarkt realisiert werden, damit die KWK gegenüber der heutigen Situation nicht \r\nschlechter gestellt wird. Auch wenn das StromVKG-E, die KWKG-Novelle und das Kapazitäts\r\nmarktgesetz zeitversetzt beschlossen werden, müssen sie aufgrund der bestehenden Wirkzu\r\nsammenhänge gemeinsam gedacht werden.  \r\nDarunter fällt auch die Unsicherheit im Verhältnis des StromVKG-E zum bestehenden und \r\nkünftigen KWKG-Förderrahmen. Solange die Weiterentwicklung bzw. der Fortbestand der \r\nKWK-Förderung nicht hinreichend geklärt ist, bleibt für Betreiber dezentraler Anlagen offen, \r\nob und unter welchen wirtschaftlichen Bedingungen sie an welchen Ausschreibungen teilneh\r\nmen können. \r\n1.1 Verhältnis zu AgNes-Prozess \r\nMit Blick auf die Ausgestaltung eines künftigen Kapazitätsmarktes – und insbesondere auf die \r\nbis dahin vorgesehenen Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten im Rahmen des StromVKG-E – sind die derzeit im Verfahren zur Festlegung der Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom \r\n(AgNes) diskutierten Optionen einer Beteiligung von Einspeisern an den Netzkosten (z. B. über \r\nBaukostenzuschüsse (BKZ) oder im Extremfall über (dynamische) Einspeisenetzentgelte) nach \r\nwie vor frühzeitig in den Blick zu nehmen. Dynamische Einspeisenetzentgelte sind von Kredit\r\ngebern nicht kalkulierbar, so dass sie das Potenzial haben, Neubau-Projekte – sowohl brenn\r\nstoffbasierte als auch Erneuerbare Energien-Anlagen und Speicher – zu verhindern. Der BDEW \r\nlehnt diese daher ab. Die Ausgestaltung und der Zeitpunkt der Entscheidung zu diesen Instru\r\nmenten haben unmittelbare Relevanz für Gebotsstrategien, Auktionsdesign und die Umsetz\r\nbarkeit der nach StromVKG-E bezuschlagten Projekte. Das Datum des Inkrafttretens der Fest\r\nlegung muss daher frühzeitig bekannt sein. \r\nSeite 8 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nDeswegen ist es wichtig, dass im Regierungsentwurf nun sowohl in der Regelung zum Preis\r\nspitzenausgleich als auch in der Festlegungskompetenz berücksichtigt ist, dass sich durch Ag\r\nNes noch entsprechende Änderungen für die Kraftwerksbetreiber ergeben können. Die im Re\r\ngierungsentwurf vorgesehene Möglichkeit, Einspeiseentgelte beim Preisspitzenausgleich zu \r\nberücksichtigen, ist zwar positiv, entspricht aber nicht den Notwendigkeiten, da Einspeisenetz\r\nentgelte nicht nur auf Betriebskosten in Zeiten hoher Marktpreise wirken, sondern ganzjährig \r\nanfallen (bei einem leistungsabhängigen Einspeiseentgelt) und auch auf die Investitionskosten \r\nwirken können (bei einem Leistungsentgelt in Form eines Baukostenzuschusses für jeden \r\nneuen Netzanschluss). Deshalb müsste ein Einspeiseentgelt bereits im StromVKG-E angelegten \r\nHöchstwert berücksichtigt werden. \r\nFür den Gesetzgebungsprozess zum Kapazitätsmarkt muss weiterhin sichergestellt werden, \r\ndass rechtzeitig, spätestens aber zum Ausschreibungsbeginn, Klarheit darüber besteht, ob und \r\nin welcher Form Einspeiser an Netzkosten beteiligt werden und in welcher Höhe bzw. nach \r\nwelcher transparenten Berechnungslogik (einschließlich BKZ und etwaiger Einspeisenetzent\r\ngelte). Die Einpreisung netzkostenbezogener Belastungen ist für die Gebotshöhe von zentraler \r\nBedeutung. Für die im Gebot abzubildende Finanzierungslücke ist es entscheidend, ob und in \r\nwelchem Umfang Kosten tatsächlich anfallen. Dies ist insbesondere für kleinere und dezent\r\nrale Akteure von zentraler Bedeutung, da diese Unsicherheiten typischerweise nur einge\r\nschränkt absichern oder in ihre Finanzierung einpreisen können. In der Informationsveranstal\r\ntung der BNetzA zum Zwischenstand der Netzentgeltreform wurde das weitere Vorgehen kon\r\nkretisiert, dennoch bleiben zentrale Unsicherheiten bezüglich des Inkrafttretens der Festle\r\ngung (und ein damit verbundener in Aussicht gestellter Bestandsschutz für erste Ausschrei\r\nbungen) und Einführung der dynamischen Netzentgelte für das StromVKG bestehen. \r\nDie Ausschreibungen im Rahmen des StromVKG-E sollen bereits im September 2026 starten, \r\nwährend eine Festlegung zur allgemeinen Netzentgeltsystematik – und damit auch eine Ent\r\nscheidung über Umfang und Ausgestaltung einer möglichen Beteiligung von Einspeisern an \r\nNetzkosten – erst zum Jahresende erfolgen soll. Dies würde somit auch (ggf. teilweise) für die \r\nAusschreibungen für Langzeitkapazitäten gelten. Ein bloßer Festlegungsentwurf genügt jedoch \r\nnicht, da auf seiner Grundlage keine belastbare Kalkulation und Finanzierung über langlau\r\nfende Kapazitätsverpflichtungen sichergestellt werden kann. \r\nWerden Ausschreibungen durchgeführt, bevor die Höhe oder zumindest eine robuste, trans\r\nparente Berechnungslogik für Einspeiserbeteiligungen feststeht, steigt das Risiko eines Win\r\nner’s-Curse-Effekts erheblich. Dies kann zu zwei zentralen Problemen führen: \r\n› Eine erhöhte Wahrscheinlichkeit, dass bezuschlagte Projekte in der Umsetzung und Finan\r\nzierung unter Druck geraten, weil nachträglich eintretende Kostenbelastungen nicht adä\r\nquat berücksichtigt wurden; \r\nSeite 9 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\n› Wettbewerbsverzerrungen, da ressourcenstarke Akteure komplexe, unsichere Regelungs\r\nentwürfe schneller modellieren und in Gebote einpreisen können, während kleinere Ak\r\nteure relativ höhere Risiken tragen oder konservativer bieten müssen. Beides steht im Wi\r\nderspruch zu einem wettbewerblichen Auktionsverfahren und kann zu höheren Risikoauf\r\nschlägen führen. \r\nVor diesem Hintergrund bekräftigt der BDEW seine Position, von Einspeiseentgelten gänz\r\nlich abzusehen. Für die Ausgestaltung eines Kapazitätsmarktes bzw. der Ausschreibungen für \r\nLangzeitkapazitäten ist es aus Sicht des BDEW von zentraler Bedeutung, im Gesetzgebungs\r\nprozess klar abzusichern, dass spätestens bis zum Ausschreibungsstart eine verbindliche Rege\r\nlung zur Einspeiserbeteiligung vorliegt. Für bezuschlagte Anlagen mit mehrjährigen Kapazitäts\r\nverpflichtungen sollte zudem ausgeschlossen werden, dass nachträglich eingeführte Einspeise\r\nnetzentgelte die Wirtschaftlichkeit der Gebote entwerten. Soweit eine solche Belastung nicht \r\nvor Gebotsabgabe verbindlich ausgeschlossen wird, bedarf es einer gesetzlichen Kompensati\r\nonsregelung. Bei Einführung einer Beteiligung muss zudem eine transparente, kalkulierbare \r\nund finanzierungsfähige Höhe bzw. Berechnungslogik sichergestellt werden. \r\nDie Wechselwirkung mit möglichen Einspeiseentgelten und Baukostenzuschüssen ist nicht nur \r\nfür die Gebotshöhe relevant, sondern auch für die langfristige Refinanzierungsfähigkeit. So\r\nweit Anlagen im StromVKG für 15 Jahre gebunden werden, muss gesetzlich klargestellt wer\r\nden, dass nachträgliche Netzkostenbelastungen nicht zu nicht kalkulierbaren Zusatzrisiken \r\nführen. \r\n2 Abschnitt 2 Ausschreibungen, Gebotstermine, Ausschreibungsvolumina \r\nDie in § 4 Abs. 3 vorgesehene Möglichkeit, bei Nichtausschöpfung des Ausschreibungsvolu\r\nmens einen weiteren Ausschreibungstermin durchzuführen, ist positiv und damit eine klare \r\nVerbesserung im Vergleich zu vorangegangenen Referentenentwürfen.  \r\n2.1 Gebotstermine für die Ausschreibung für Erzeugungskapazitäten (§ 5):  \r\nDer BDEW empfiehlt, die Ausschreibungen für Erzeugungskapazitäten früher als Mai 2027 \r\ndurchzuführen, um ausreichend Zeit für Neubau zu schaffen. \r\n3 Abschnitt 3 Voraussetzungen für die Teilnahme an Ausschreibungen \r\n3.1 Stromnetzanschluss (§ 8)  \r\nNach § 8 müssen die gebotsgegenständlichen Anlagen spätestens zum Beginn des Verpflich\r\ntungszeitraums einen Stromnetzanschluss bzw. eine verbindliche Zusage mindestens in Höhe \r\nSeite 10 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nder gebotenen nominalen Leistung haben. Dies ist mit dem Präqualifizierungsantrag nach § 31 \r\nvorzulegen.  \r\nFür Anlagen, die an einem Standort errichtet werden sollen, an dem bereits eine Anlage in der \r\nNetzreserve oder Kapazitätsreserve betrieben wird (§ 12 Abs. 3 Nr. 1b) aa) und bb) StromVKG\r\nE) und an dem keine Erweiterung der Netzanschlusskapazität bis zum 1. November 2031 mög\r\nlich ist, bedarf es einer Klarstellung im Wortlaut des § 8 StromVKG-E: Wird das Netzreserve\r\noder Kapazitätsreservekraftwerk (spätestens) nach Errichtung und Inbetriebnahme der ge\r\nbotsgegenständlichen Anlage stillgelegt, kann die Stromnetzanschlusskapazität des Netzre\r\nserve- oder Kapazitätsreserve-Kraftwerks für die gebotsgegenständliche Anlage genutzt wer\r\nden. Dies bestätigt nun auch die in der Gesetzesbegründung zu § 12 StromVKG-E aufgenom\r\nmene Ergänzung, wonach der bestehende Stromnetzanschluss die Kapazität der gebotenen \r\nnominalen Leistung umfasst, damit nicht zusätzlich eine Stromnetzanschlusszusage erforder\r\nlich ist (S. 119).  \r\nAußerdem ist bereits vor der ersten Ausschreibung klarzustellen, wie künftig mit Netzan\r\nschlüssen im Rahmen eines FCAs umzugehen ist.  \r\nDarüber hinaus ist in § 8 aufzunehmen, dass eine verspätete Inbetriebnahme der Anlage nicht \r\nvom Anlagenbetreiber zu verantworten ist und entsprechende Pönalen nicht anfallen, wenn \r\nder Stromnetzanschluss aus von ihm nicht zu vertretenden Gründen nicht rechtzeitig herge\r\nstellt wird. Weder die Präqualifikationsvorschriften noch das Pönalen-System berücksichtigen, \r\ndass Anlagenbetreiber auf die rechtzeitige Herstellung der Stromanschlüsse wenig Einfluss ha\r\nben.  \r\nIm Übrigen bedarf es vor dem Hintergrund der AgNes-Diskussion einer gesetzlichen Klarstel\r\nlung, wie die Anforderung des § 8 StromVKG-E mit künftigen Reservierungs-, Kapazitäts- oder \r\nAnschlusslogiken zusammenwirkt. Entscheidend ist, dass Bieter bereits vor Gebotsabgabe wis\r\nsen, welche Netzanschluss- und Netzkostenanforderungen für die gebotene nominale Leis\r\ntung gelten. \r\n3.2 Ausschluss der Doppelförderung (§ 11) \r\nEs ist nachvollziehbar, dass eine Doppelförderung durch StromVKG-E und KWKG ausgeschlos\r\nsen wird. Es ist aber zu unterstreichen, dass eine Kombinierbarkeit im späteren Kapazitätsme\r\nchanismus oder eine entsprechende Überarbeitung der Förderkulisse in der anstehenden \r\nKWK-Novelle umso dringlicher wird. \r\nZudem ist im Sinne der Rechtssicherheit in der Begründung zu § 11 festzulegen, dass eine \r\nNetzentgeltbefreiung nach § 118 Abs. 6 EnWG wie beim Aufbau von Elektrolyseuren kombi\r\nnierbar mit der Förderung aus dem StromVKG-E ist.  \r\nSeite 11 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\n3.3 Standortdefinition (§ 12) \r\nDie Vorgaben zum Zubau von Neuanlagen an Standorten, an denen heute schon Strom aus \r\nErdgas erzeugt wird, sind restriktiv und in mehrfacher Hinsicht korrekturbedürftig. Die Vor\r\nschrift ist aus sich heraus nicht leicht verständlich. Zwar wurde die Gesetzesbegründung des \r\nRegierungsentwurfs um hilfreiche Erläuterungen ergänzt. Wichtig ist aber, dass sich die we\r\nsentlichen Standortanforderungen unmittelbar aus dem Wortlaut des § 12 ergeben.  \r\nDer Grundgedanke in § 12, dass der bloße Ersatz einer sich noch im marktlichen Betrieb be\r\nfindlichen durch eine neue Anlage nicht zu einer Erhöhung der gesicherten Leistung führt und \r\ndaher nicht gefördert werden sollte, ist nachvollziehbar. Durch die aktuellen Formulierungen \r\nwerden jedoch nicht alle Konstellationen erfasst, in denen ein Neubau zu Erhöhung der gesi\r\ncherten marktlichen oder sogar technischen Leistung führt. Dies betrifft insbesondere Stand\r\norte mit Anlagen in der Kapazitätsreserve oder Netzreserve, die nicht mehr am Markt betrie\r\nben werden, sowie Standorte, an denen Bestandsanlagen vorhanden sind und ggf. unter\r\nschiedlichen Einsatzregimen unterfallen. Durch die Formulierung des § 12 Abs. 3 könnte effizi\r\nenter und flexibler Neubau durch Umrüstung von Steinkohle-Bestandsanlagen, die 2031 noch \r\nim Markt sind, verdrängt werden. Ziel der Langzeitausschreibungen ist der Zubau von marktli\r\ncher Kapazität. Vor allem ältere Anlagen werden aufgrund der Vorgaben des KVBG meistens \r\nnur noch in der Netzreserve und nicht mehr im Markt betrieben. \r\nFolgende Ergänzungen und Klarstellungen sind in § 12 erforderlich, um die Gegebenheiten vor \r\nOrt hinreichend zu berücksichtigen:  \r\n› \r\n› \r\n§ 12 Abs. 3 Nr. 1b) StromVKG-E enthält eine Aufzählung der Standorte, für die Gebote ein\r\ngereicht werden können. Die Aufzählung wird damit eingeleitet, dass Gebote für Erzeu\r\ngungsanlagen zulässig sind, die an einem Standort errichtet werden, an dem „ausschließ\r\nlich“ Erzeugungsanlagen in der Netzreserve oder Kapazitätsreserve betrieben werden, \r\noder Anlagen, die um die gebotsgegenständliche Anlage erweitert werden sollen. Der Be\r\ngriff „ausschließlich“ suggeriert, dass am betroffenen Standort nur eine der genannten An\r\nlagenarten stehen darf. Dies ist nicht sachgerecht, da an Netzreservestandorten auch Er\r\nzeugungsanlagen stehen können, die perspektivisch nicht stillgelegt werden sollen. Die Er\r\nläuterung in der Gesetzesbegründung, wonach die Unterfälle des § 12 Abs. 3 Nr. 1 b) \r\ngleichzeitig zutreffen können, sollte daher zur Klarstellung in den Gesetzestext aufgenom\r\nmen werden. Ersatzinvestitionen nach § 12 Abs. 3 Nr. 1b) aa) oder bb) sollten auch dann \r\nbezuschlagt werden können, wenn am gleichen Standort weitere Erzeugungsanlagen be\r\ntrieben werden, deren Stilllegung nicht angezeigt ist.  \r\nEs sollte zumindest in der Gesetzesbegründung zum StromVKG klargestellt werden, für \r\nwelchen Zeitraum Bestandsanlagen mit ihrer zum Stichtag 31. Dezember 2025 \r\nSeite 12 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nbestehenden Leistung bei einer Standorterweiterung nach § 12 Abs. 3 Nr. 1 b) cc) weiter\r\nbetrieben werden müssen, damit das geförderte Kraftwerk als Erweiterung eines beste\r\nhenden Standorts gilt. Ohne eine solche Klarstellung besteht Rechtsunsicherheit für den \r\nAnlagenbetreiber. Die Förderung einer Erweiterungsanlage an einem Bestandsstandort \r\ndarf insbesondere nicht zu einem faktisch unbefristeten Erfordernis führen, eine oder \r\nmehrere Bestandsanlagen über ihre branchenübliche technische oder wirtschaftliche Nut\r\nzungsdauer hinaus weiterzuführen. \r\n› \r\n› \r\n› \r\nAußerdem ist in § 12 Abs. 3 Nr. 1 b) cc) klarzustellen, dass das Bestandskraftwerk und die \r\ngebotsgegenständliche Anlage nicht zeitgleich in Volllast weiterbetrieben werden müssen, \r\nsondern dazu nur (technisch) in der Lage sein müssen. Falls dies nicht konkretisiert wird, \r\nkönnte dies als eingepreistes Risiko zu einer erheblichen Verteuerung des Neuanlagenan\r\ngebots führen, falls auch die am 31. Dezember 2025 nicht am Markt betriebenen, übrigen \r\nam Standort bestehenden Anlagen (z.B. vorläufig stillgelegte Anlage) wegen der nicht nä\r\nher bestimmten Anforderung eines parallelen Volllastbetriebs kostenaufwendig nachge\r\nrüstet werden müssten. Es muss daher zumindest in der Gesetzesbegründung klargestellt \r\nwerden, dass Bezugspunkt einer nachzuweisenden Volllast der Bestandsanlagen (nur) ein \r\nBetrieb der Anlagen ist, wie er am 31. Dezember 2025 üblich und (technisch sowie geneh\r\nmigungsrechtlich) möglich war. Das gesetzgeberische Ziel (kein Ersatz durch Neubau) \r\nwürde mit dieser Klarstellung nach wie vor eingehalten, da die Neuanlage zu der vorher \r\nam Standort üblichen Einspeisung eindeutig hinzukommt und diese nicht ersetzt.  \r\nDie Anwendbarkeit des § 12 Abs. 3 Nr. 1 b) cc) auf wärmegeführte KWK-Anlagen sowie auf \r\nFälle der Direktlieferung nach § 7 Abs. 2 KWKG ist klarzustellen. Der Begriff „in Volllast“ ist \r\nauf diese Betriebsweisen nicht ohne Weiteres übertragbar. Auch insoweit sollte in der Ge\r\nsetzesbegründung klargestellt werden, dass bei wärmegeführten KWK-Anlagen die maxi\r\nmale Stromerzeugungsleistung im Rahmen des wärmegeführten Betriebs und bei Direkt\r\nlieferung nach § 7 Abs. 2 KWKG die teilweise oder vollständige Einspeisung jeweils als voll\r\nständige Einspeisung in das Netz der allgemeinen Versorgung gilt. \r\nDarüber hinaus ist in § 12 Abs. 3 Nr. 2 sicherzustellen, dass die Umrüstung von Bestands\r\nanlagen – insbesondere von Steinkohleblöcken – auf Erdgas nicht dazu führt, dass effizien\r\ntere und flexiblere Neuanlagen aus den Langzeitausschreibungen verdrängt werden. § 12 \r\nAbs. 3 Nr. 2 regelt die Teilnahme von Bestandsanlagen, die nicht neu errichtet, sondern \r\numgerüstet werden. Nach dem Regelungszweck soll nur die tatsächlich zusätzlich geschaf\r\nfene gesicherte Leistung förderfähig sein. Die derzeitige Fassung lässt jedoch offen, wie die \r\nLeistungserhöhung bei Anlagen zu berechnen ist, die am 31. Dezember 2025 nicht mehr \r\nam Markt betrieben wurden – etwa, weil sie sich in der Netzreserve befinden oder bereits \r\nstillgelegt waren. § 12 Abs. 3 Nr. 2 ist daher dahingehend klarzustellen, dass die gebotene \r\nSeite 13 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nnominale Leistung nur insoweit förderfähig ist, als sie die am 31. Dezember 2025 in der \r\nGesamtkraftwerksliste der Bundesnetzagentur ausgewiesene Nettonennleistung der be\r\ntreffenden Anlage übersteigt. \r\n§ 12 Abs. 3 birgt aufgrund seiner Komplexität die Gefahr erheblicher Rechtsunsicherheiten. Es \r\nwäre daher aufgrund seiner hohen Bedeutung sinnvoll, wenn in der Gesetzesbegründung der \r\no.a. Anwendungsbereich und Regelungsgehalt begleitend erläutert wird. So sollte eindeutig \r\nzwischen Ersatz bzw. Erweiterung durch Neubauten (relevant für Tatbestände nach § 12 Abs. \r\n3 Nr. 1) und der Erhöhung bzw. zusätzlicher Kapazität an einer bestehenden Anlage (relevant \r\nfür § 12 Abs. 3 Nr. 2) unterschieden werden. \r\n3.4 Langfristkriterium (§ 12 Abs. 5):  \r\nDer BDEW betont, dass es den Bietenden offenstehen muss, weniger Kapazität als die Dera\r\nting-reduzierte Leistung anzubieten. Ein Gebotszwang darf in diesem Fall nicht bestehen. In \r\njedem Fall muss die bezuschlagte Leistung in Knappheitssituationen erbracht werden können.  \r\n› \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\nStatt der installierten Leistung muss der Bieter die gebotene reduzierte Leistung (§ 2 Nr. 11) \r\nbieten:  \r\n„An den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten sind nur Gebote für Anlagen zulässig, \r\ndie technisch in der Lage sind, ohne Unterbrechung für mindestens zehn aufeinander\r\nfolgende Stunden Strom in Höhe der installierten gebotenen reduzierten Leistung in \r\ndas Netz der allgemeinen Versorgung einzuspeisen.  \r\nBei Anlagenpools sollte die Erfüllung des Langfristkriteriums auf Ebene des Pools bewertet \r\nwerden. Eine Pflicht jeder Einzelanlage, isoliert die Langzeitanforderung zu erfüllen, wider\r\nspricht der Aggregationslogik und verhindert eine effiziente Staffelung von Speicher- und Fle\r\nxibilitätsressourcen.  \r\n3.5 Mindestinvestitionsschwellen (§ 14) \r\n§ 14 StromVKG sieht im Rahmen der Kapazitätsauktionen Mindestinvestitionsschwellen für \r\nmehrjährige Verpflichtungszeiträume vor (erstmalig bei der T-4-Auktion am 1. Dezember \r\n2027). Dies ist insbesondere für Pumpspeicher- und ggf. auch Laufwasserkraftwerke relevant, \r\nda die Anrechnungsgrundsätze für diese Investitionen in Anlage 5 genauer geregelt sind. Ge\r\nmäß Anlage 5, Abschnitt 2.3.3 muss eine Voraussetzung erfüllt sein: „Die Anlage muss zum \r\nZeitpunkt des Antrags auf vorläufige Präqualifizierung nach Abschnitt 5 bereits vollständig ab\r\ngeschrieben sein.“  \r\nSeite 14 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nDer BDEW schlägt vor diese Regelung zu streichen, denn die gegenwärtige Formulierung ist \r\naus zweierlei Gründen problematisch: \r\n1. Es ist nicht hinreichend spezifiziert, ob eine Vollabschreibung nach HGB oder IFRS vo\r\nrausgesetzt wird.  \r\n2. Die Anforderung einer „vollständigen Abschreibung der Anlagen” ist zu allgemein ge\r\nfasst. Pumpspeicherkraftwerke bestehen aus einer Vielzahl von Komponenten mit sehr \r\nunterschiedlichen Lebensdauern. Einige wesentliche Anlagenbestandteile, wie das \r\nOber- und das Unterbecken, werden über einen sehr langen Zeitraum aktiviert (Ab\r\nschreibungsdauer > 60 Jahre), während andere Komponenten, die offensichtlich nach\r\ngerüstet wurden, wie beispielsweise die Brandmeldeanlage oder der Lasttrennschalter, \r\ndeutlich kürzere Abschreibungsdauern aufweisen. \r\n3.6 Resilienzvorgaben (§ 15):  \r\nDer BDEW unterstützt die Schaffung von mehr Resilienz und die Steigerung von europäischen \r\nProduktionskapazitäten. Positiv ist auch, dass nach dem Regierungsentwurf die Resilienzvor\r\ngaben für Ausschreibungen ab 2027 erleichtert werden.  \r\nAllerdings ist die Ausgestaltung der Resilienzvorgaben im StromVKG-E weiterhin kritisch zu be\r\nwerten. Aus der Regelung geht nicht hinreichend klar hervor, wie die Anforderungen nach § \r\n15 Abs. 1 erfüllt werden können, wonach das Endprodukt sowie mindestens 50 Prozent der in \r\nAnlage 2 aufgeführten wesentlichen Bauteile im Europäischen Wirtschaftsraum gefertigt wer\r\nden müssen. Die Anforderungen an die „europäische Fertigung“ müssen die entsprechenden \r\nDiskussionen im Rahmen des Industrial Accelerator Act auf europäischer Ebene berücksichti\r\ngen. Eine Abweichung von der EU-Definition ist an dieser Stelle abzulehnen. \r\nDarüber hinaus betont der BDEW, dass aus den europäischen Vorgaben nicht hervorgeht, dass \r\ndie NZIA-Resilienz-Kriterien für Kapazitätsmechanismen angewendet werden müssen. Selbst \r\nwenn das BMWE sich im Rahmen des StromVKG-E an NZIA-Resilienzvorgaben für EE-Auktio\r\nnen orientieren will, ist zu beachten, dass die Vorgaben des NZIA nur für Teile der EEG- Aus\r\nschreibungsmengen gelten. Eine Einheitlichkeit der Resilienzvorgaben zwischen EEG und \r\nStromVKG-E ist sicherzustellen. Insbesondere sind auch die Ausschreibungsmengen entspre\r\nchend anzupassen und ggf. Ausschreibungssegmente in Höhe des durch den NZIA vorgeschrie\r\nbenen Anteils zu schaffen, für welche Resilienzvorgaben gelten. \r\nZudem ist die Beschränkung auf den Europäischen Wirtschaftsraum besonders restriktiv und \r\nschließt potenziell europäische Hersteller aus, die teilweise außerhalb des EWR produzieren. \r\nDaher ist die Vorgabe zumindest auf weitere europäische Standorte außerhalb des EWR plus \r\nder EU-Zollunion mit der Türkei zu erweitern.  \r\nSeite 15 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nEs bestehen darüber hinaus zahlreiche Unklarheiten bezüglich der Vorgaben des § 15 i.V.m. \r\nAnlage 2: Zunächst sind die Regelungen zu ungenau, um daraus Anforderungen an Lieferanten \r\nableiten zu können. Insbesondere der Begriff des „Endprodukts“ bedarf einer Konkretisierung. \r\nAußerdem sind die Anforderungen an den Fertigungsprozess, die eventuelle Einrechnung der \r\nBeschaffung bei Sublieferanten oder von Halbzeugen sowie die Abgrenzung zu den wesentli\r\nchen Bauteilen in großen Teilen unklar. Hierdurch entstehen Rechts- und Investitionsunsicher\r\nheiten für die Bietenden. \r\nZudem ist im NZIA ein Kostensteigerungs-Schwellwert von +20 % enthalten, ab dem von ei\r\nnem Bezug von Herstellern aus dem EWR abgesehen werden kann. Diese ist auch nach \r\nStromVKG-E anzuwenden. Ungeachtet der Frage, ob dieser Schwellwert überhaupt realistisch \r\nangewandt werden kann, wird deutlich, dass die Berücksichtigung von zuverlässigen Kosten\r\nkalkulationen für die Teilnahme an den Auktionen besonders wichtig ist. Auf sämtliche ver\r\nmeidbare Einflussfaktoren, die eine Kalkulation – gerade unter den erwartbaren knappen zeit\r\nlichen Fristen – erschweren bzw. unmöglich machen, ist zu verzichten. Es ist zu erwarten, dass \r\ndiese Vorgaben das verfügbare Angebot verknappen, und damit verteuern. In diesem Zusam\r\nmenhang können Engpässe und lange Lieferzeiten bis zu Nichtverfügbarkeiten entstehen. Dies \r\nwürde die Intention des Gesetzes konterkarieren.  \r\nGeprüft werden sollte, inwiefern § 15 konsistent und technologieoffen ausgestaltet werden \r\nkann. Der derzeitige Fokus auf bestimmte Endprodukte bzw. Komponenten erfasst zentrale \r\nKraftwerkskomponenten und weitere Erzeugungstechnologien nur unzureichend. \r\n3.7 Momentanreserve (§ 16):  \r\nDie Branche ist sich einig darüber, dass zukünftige Kraftwerke und Kraftwerksstandorte zur \r\nStabilität des Energiesystems beitragen müssen. Dazu gehören auch technische Anforderun\r\ngen und die Erbringung von Systemdienstleistungen. Diese müssen hinsichtlich der konkreten \r\ntechnischen Anforderungen die jeweiligen Standortbedingungen und lokalen Netzgegebenhei\r\nten berücksichtigen, um eine praxisnahe und wirtschaftlich tragfähige Umsetzung sicherzu\r\nstellen. Gleichzeitig ist es wichtig, dass die Ausschreibungen nun zeitnah beginnen können und \r\nkein Zeitverzug eintritt.  \r\nDie in § 16 StromVKG-E ausgestaltete Pflicht zur Erbringung von Momentanreserve erfordert \r\numfassende Planungen und Infrastrukturvoraussetzungen. Sie ist – trotz der Anpassungen im \r\njüngsten Regierungsentwurf – technisch unausgereift und führt aufgrund der kurzfristig kaum \r\nabschätzbaren Zusatzinvestitionen zu erheblichen Risiken in der Kalkulation der dafür notwen\r\ndigen Anlagen. Der Zeitplan der verbleibenden Ausschreibungstermine wäre nicht mehr halt\r\nbar. Eine klarere und praxistauglichere Ausgestaltung der technischen Anforderungen ist \r\nSeite 16 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\ndaher erforderlich, um einerseits Planungssicherheit für Investoren zu gewährleisten und an\r\ndererseits die notwendigen Kapazitäten ohne unnötige Marktbeschränkungen auszubauen.  \r\nDie im Regierungsentwurf vorgenommenen Änderungen beseitigen die genannten Probleme \r\nnicht. Deswegen fordert der BDEW weiterhin die Umsetzung des sogenannten „Bonus-Mo\r\ndells“, auf das sich die Branche im Rahmen intensiver Diskussionen geeinigt hat.  \r\nDas Bonus-Modell verfolgt das Ziel, im Rahmen der Ausschreibungen nach dem StromVKG-E \r\nzusätzliche Systembeiträge durch einen technologieoffenen finanziellen Anreiz zu fördern und \r\nSynergien zum Momentanreservemarkt zu heben. Kraftwerksbetreiber sind dabei nicht ver\r\npflichtet, mit ihren geplanten Anlagen über die regulären Anforderungen hinaus Beiträge \r\nzur Momentanreservebereitstellung zu leisten. Insbesondere kleinere Unternehmen werden \r\ndadurch nicht in ihrer Teilnahme an den Ausschreibungen eingeschränkt. Die Teilnahme an \r\nden Ausschreibungen steht allen Betreibern offen, unabhängig davon, ob die angebotenen \r\nAnlagen eine zusätzliche systemdienliche Funktion erfüllen oder nicht. Um jedoch gezielt An\r\nreize für Anlagen mit zusätzlichem Potenzial zur Bereitstellung von Momentanreserve zu set\r\nzen und deren systemischen Mehrwert abzubilden, ist vorgesehen, auf diese Angebote im \r\nRahmen der Ausschreibungen einen Bonus anzusetzen.  \r\nDer vorgeschlagene Bonus kann alternativ in zwei unterschiedlichen Ausgestaltungen zur An\r\nwendung kommen:  \r\n• Der Bonus kann nachträglich, also nach erfolgtem Zuschlag, als zusätzliche Zahlung ge\r\nwährt werden. Diese nachgelagerte Variante hätte den Vorteil, dass die Prüfung der \r\ntechnischen Voraussetzungen für die Bonusgewährung nicht für sämtliche eingehen\r\nden Gebote, sondern ausschließlich für die bezuschlagten Angebote erforderlich wäre. \r\nDadurch würde sich der administrative Aufwand verringern und die Gebotsreihung we\r\nniger komplex ausgestaltet.  \r\n• Eine alternative Möglichkeit besteht darin, den Bonus als pauschalen Abschlag in Höhe \r\nvon x €/rMW bereits im Rahmen der Gebotsreihung zu berücksichtigen. In diesem Fall \r\nfließt der Abschlag in die Reihung der Gebote ein, während die tatsächliche Förder\r\nhöhe dem ursprünglichen, nicht bereinigten Gebot entspricht – analog zum bisherigen \r\nVerfahren des sogenannten Südbonus.   \r\nDie Höhe des Bonus ist für beide Varianten noch zu ermitteln, festzulegen und vor Ausschrei\r\nbungsbeginn bekanntzugeben. Die Bonushöhe sollte dabei proportional zum bereitgestell\r\nten Momentanreservepotenzial steigen. Weitere technische Details müssen dann im weiteren \r\nVerfahren noch geklärt werden. Dabei sind einfache und frühzeitig verbindliche Nachweis- \r\nund Prüfkriterien erforderlich. \r\nSeite 17 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nDie technische Umsetzung der Momentanreserve kann beispielsweise durch die Möglichkeit \r\nzum Betrieb des Kraftwerks als rotierender Phasenschieber erfolgen. Alternativ kommen auch \r\nandere Technologien infrage, sofern die Umsetzung unter Berücksichtigung der Bonushöhe \r\nwirtschaftlich darstellbar ist. Sofern Batterien zur Momentanreservebereitstellung angeboten \r\nwerden, soll nur ein Leistungswert des Stromrichters oberhalb von 130 Prozent bezogen auf \r\ndie Netzanschlusswirkleistung des Batteriespeichers anrechnungsfähig sein.  \r\nDie Netzbetreiber müssen dafür sorgen, dass die über die genehmigte Netzanschlusswirkleis\r\ntung hinausgehende Momentanreserve eingespeist werden kann, ohne dass eine zusätzliche \r\nGenehmigung erforderlich ist.  \r\nDas Bonusmodell hat im Vergleich zum § 16 StromVKG-E einige Vorteile. Zum einen ermög\r\nlicht das Modell eine effiziente Deckung der benötigten Momentanleistungsbedarfe, ohne be\r\nstimmte Technologien, Anlagengrößen oder Standorttypen im Vorfeld technisch auszuschlie\r\nßen. Alle Anlagenarten können im Rahmen der Ausschreibungen nach StromVKG-E berück\r\nsichtigt werden – unabhängig davon, ob sie zusätzliche Beiträge zur Systemstabilität leis\r\nten. Gleichzeitig schafft der Bonus einen fairen Wettbewerb, indem er systemdienliche Zusatz\r\nleistungen gezielt honoriert und so einen ausgleichenden Mechanismus innerhalb der Bieter\r\nkonkurrenz etabliert.  \r\nZum anderen zeichnet sich das Bonus-Modell durch eine einfache und zeitnahe Implementier\r\nbarkeit aus. Die konzeptionelle Anlehnung an das Instrument des Südbonus gewährleistet da\r\nbei eine konsistente Umsetzung innerhalb der Förderlogik und eine kostengünstige Umset\r\nzung. Nicht alle Neubauten müssen die Zusatzkosten zur ständigen Momentanreserveerbrin\r\ngung kalkulieren, sondern nur diejenigen, bei denen dies effizient möglich erscheint. System\r\nkosten werden dadurch reduziert.  \r\nZudem ist bei der Ausgestaltung sicherzustellen, dass das Anreizsystem in Einklang mit dem \r\nbeihilferechtlichen Rahmen steht – insbesondere im Zusammenspiel mit Märkten für Sys\r\ntemdienstleistungen.  \r\nÜber die Einigung hinaus betont der BDEW, dass im Gesetz klarzustellen ist, dass das Resilienz\r\nkriterium (§ 15) nicht für die Anlagen zur Erbringung von Momentanreserve gelten soll.  \r\n3.8 H2-Anforderungen (§ 17) \r\nDie H2-ready-Anforderung nach § 17 ist kritisch zu bewerten, soweit sie Infrastruktur- und \r\nBrennstoffrisiken einseitig auf die Anlagenbetreiber verlagert. Neue Gaskraftwerke müssen so \r\ngeplant und gebaut werden, dass ein späterer Betrieb mit 100 Prozent Wasserstoff möglich \r\nist.  \r\nSeite 18 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nDie Errichtung von Gaskraftwerken und die Umsetzung des Wasserstoffkernnetzes müssen zu\r\nsammen gedacht werden. Eine starke Konzentration neuer Kraftwerke kann potenziell mit \r\ndem Hochlauf des Wasserstoffkernnetzes kollidieren. Insbesondere in Regionen mit begrenz\r\nten Parallelführungsmöglichkeiten für Erdgas- und Wasserstoffleitungen sollte vermieden \r\nwerden, dass eine langfristige Erdgasnutzung den Hochlauf der Wasserstoffinfrastruktur ver\r\nzögert oder verteuert. \r\nDer BDEW weist darauf hin, dass das Gesetz zur Ausschreibung von 4 GW Gaskraftwerken \r\nzeitnah umgesetzt werden muss. Die Anforderungen an die Konzepte für die Umstellung auf \r\nWasserstoff dürfen nicht zu umfangreich sein, da sie zum einen insbesondere für kleine und \r\nkommunale Marktakteure im geplanten Zeitrahmen eine Herausforderung darstellen und zum \r\nanderen auf einer großen Unsicherheit bezüglich der technischen Verfügbarkeit von Wasser\r\nstoffkraftwerken beruhen. \r\nFür viele Standorte ist derzeit noch unklar, wann eine entsprechende Wasserstoffinfrastruktur \r\nbereitsteht, welche Mengen gesichert bezogen werden können und ob ein wirtschaftlicher Be\r\ntrieb zu tragfähigen Wasserstoffpreisen möglich ist. Dem Bieter darf die Unklarheit im Gesetz \r\nnicht zum Nachteil ausgelegt werden.  \r\nEs bedarf einer Ergänzung im Anhang 7, wo derzeit keine tragfähige Formel zur Berechnung \r\nder Erlösabschöpfung im Wasserstoffbetrieb angeführt ist. Alternativ müssten die Betreiber \r\nvon der Pönalisierung bei einer Nichtverfügbarkeit im Wasserstoffbetrieb aufgrund nicht ver\r\ntretbarer Kosten ausgenommen werden.  \r\nIm Falle einer Kapazitätserweiterung eines Kraftwerkes im Sinne des § 12 Abs. 3 Nr. 2 \r\nStromVKG-E ist klarzustellen, dass nicht die gesamte Kraftwerkskapazität, sondern nur die zu\r\nsätzlich gebotene Kapazität von dieser Verpflichtung betroffen ist.  \r\n3.9 Grenzüberschreitende Teilnahme (§ 18) \r\nDie direkte, „explizite“ grenzüberschreitende Teilnahme an den Ausschreibungen sollte ge\r\nmäß den europäischen Vorgaben umgesetzt werden, um eine Harmonisierung der europäi\r\nschen Märkte zu erreichen. Um jedoch eine schnelle Einführung eines Kapazitätsmarktes zu \r\nermöglichen, sollte ein Einführungsplan zur schrittweisen Umsetzung der grenzüberschreiten\r\nden Teilnahme festgelegt werden, der ausreichend Zeit für die Aushandlung der bilateralen \r\nVerträge zwischen den TSOs unter Einbeziehung der Kapazitätsinhaber gewährleistet.  \r\nGrundsätzlich sollte die Teilnahme allen angrenzenden Ländern offenstehen. Im Sinne einer \r\nschnellen Einführung und um Komplexität zu Beginn zu vermeiden, ist aus Ländern ohne Kapa\r\nzitätsmarkt eine implizite Teilnahme vorerst ausreichend, da Gebote gegen Null zu erwarten \r\nSeite 19 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nsind. Ländern mit Kapazitätsmarkt sollte hingegen möglichst frühzeitig eine Teilnahme am Ka\r\npazitätsmarkt ermöglicht werden. \r\n4 Abschnitt 4 Aggregation, Reduzierte Leistung, Referenzwert[e] \r\n4.1 Anlagenpools (§ 20 ff. /§ 12 Abs. 4) \r\nDie Vorgabe, dass Anlagenpools in bestimmten Ausschreibungen derselben Technologieklasse \r\nangehören müssen, reduziert zwar Komplexität, beschränkt aber gleichzeitig die Möglichkeit, \r\ndiversifizierte, systemdienliche Portfolios zu bilden. Gerade die Kombination unterschiedlicher \r\nTechnologien kann Verfügbarkeit, Flexibilität und Risikostreuung erhöhen.  \r\n4.2 Derating-Faktoren (§ 22, § 23 mit Anlage 3): \r\nWie im Positionspapier zu den CISAF Kriterien beschrieben, begrüßt der BDEW, dass die Mög\r\nlichkeit der Abweichung vom vorgegebenen Reduktionsfaktor (Derating-Faktor) nicht aufge\r\nnommen wurde, betont allerdings, dass im Derating-Faktor ausreichend Raum für Innovatio\r\nnen gelassen werden muss. Des Weiteren würde ein zentrales Derating zwingend einen Se\r\nkundärmarkt erfordern, dessen gate closure unmittelbar vor der Day-ahead Auktion liegt. \r\nDer BDEW unterstützt die zentrale Festlegung der Derating-Faktoren, aber empfiehlt, die Me\r\nthodik der Derating-Ermittlung regelmäßig zu evaluieren, frühzeitig transparent zu machen \r\nund mit der Branche zu spiegeln.  \r\nAktuell fehlen noch die Reduktionsfaktoren für Speicher mit einer Höchsteinspeisedauer unter \r\nzehn Stunden und über zwölf Stunden. \r\nDie Höhe der Derating-Faktoren für Batteriespeicher (und auch PV in Kombination) sind über\r\naus konservativ und benachteiligen diese Technologien gegenüber Gaskraftwerken, insbeson\r\ndere durch die größeren Investitionsnotwendigkeiten durch höhere nominale Leistungen. \r\nAuch die zwischen Referentenentwurf und Regierungsentwurf durchgeführte Absenkung der \r\nReduktionsfaktoren bei Pumpspeicheranlagen führt wiederum zu einer Benachteiligung der \r\nPumpspeicher gegenüber Batteriespeichern. Anlagen, die durch Betriebs- und Dispatchkon\r\nzepte im Rahmen der Ausschreibung eine verlässliche Lieferfähigkeit während systemkriti\r\nscher Zeiträume nachweisen können, erhalten einen festen Zuschlag auf den Reduktionsfaktor \r\n.  \r\nSofern die in § 39 geforderte Streichung der Höchstwerte nicht umgesetzt wird, empfiehlt der \r\nBDEW für die Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten, die Derating-Faktoren für Kraftwerke \r\nauf ein in europäischen Kapazitätsmärkten vergleichbares Maß von 0,95 zu erhöhen. \r\nSeite 20 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nBei energiebegrenzten Technologien wie Speichern und Kleinanlagenpools wird nach Anlage 3 \r\nNr. 2.2.3 ein Parameter für ungeplante technische Nichtverfügbarkeit berücksichtigt. Eine un\r\ngeplante technische Nichtverfügbarkeit besteht jedoch auch bei Kraftwerken. Wird dieser Fak\r\ntor nur bei bestimmten Technologieklassen mindernd angesetzt, werden Speicher und Klein\r\nanlagenpools schlechter gestellt. Die Methodik sollte daher technologieübergreifend konsis\r\ntent, transparent und diskriminierungsfrei ausgestaltet werden. Aktuell fehlt es insbesondere \r\nan Transparenz. So sind auch die teilweise drastischen Abweichungen zu den Reduktionsfakto\r\nren in anderen europäischen Kapazitätsmärkten erklärungsbedürftig.  \r\n5 Abschnitt 5 Präqualifizierung \r\n[  \r\n] \r\n6 Abschnitt 6 Ausschreibungsverfahren und Sicherheiten \r\n6.1 Bekanntmachung (§ 35): \r\nAus Sicht des BDEW ist die angepasste Frist von 7 Wochen nach wie vor zu kurz gewählt. 7 \r\nWochen sind nicht ausreichend, um sich auf eine Gebotsrunde angemessen vorzubereiten. \r\nEine angemessene Frist von acht Wochen und in den Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten \r\nvon 10 Wochen trägt dazu bei, die Marktzugangshürden gerade für neue und kleine Marktteil\r\nnehmer so gering wie möglich zu halten. Gleichzeitig muss sichergestellt werden, dass das \r\nStromVKG-E rechtzeitig in Kraft tritt, damit die BNetzA die Bekanntmachungsfrist bis zum ers\r\nten Ausschreibungstermin einhalten kann.  \r\n› \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\n„Jeder Gebotstermin ist sechs acht/zehn Wochen im Voraus öffentlich bekannt zu machen. Die \r\nöffentliche Bekanntmachung erfolgt auf der Internetseite der Bundesnetzagentur. Die Übertra\r\ngungsnetzbetreiber machen die Ausschreibungen für Kapazitäten zusätzlich auf der Internet\r\nplattform nach § 28 Absatz 6 bekannt.“ \r\n6.2 Höchstwerte (§ 39):  \r\nDer StromVKG-E sieht die Implementierung von Höchstpreisen für Vertragslängen vor. Die Ein\r\nführung einer Gebotsobergrenze ist aus Sicht des BDEW nicht erforderlich. Eine solche Maß\r\nnahme wäre nur erforderlich, wenn die Ausübung von Marktmacht zu befürchten wäre. Auf\r\ngrund der heterogenen Marktsituation und der Vielzahl über Veröffentlichungen oder Geneh\r\nmigungsverfahren bekannten Erzeugungsprojekten empfiehlt der BDEW daher darauf zu ver\r\nzichten.  \r\nSeite 21 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nSollte eine Gebotsobergrenze dennoch eingeführt werden, so muss sie hinreichend hoch sein. \r\nDer im Gesetzentwurf genannte Höchstwert von 173 €/kW birgt ein hohes Risiko, dass die \r\nausgeschriebene Menge nicht bezuschlagt werden kann.  \r\nZwar wirkt der Höchstpreis im europäischen Vergleich auskömmlich, ist aber aufgrund von Be\r\nsonderheiten des StromVKG-E tatsächlich zu niedrig. Anders als in anderen europäischen Ka\r\npazitätsmärkten sieht das StromVKG-E Regelungen vor, die die Kosten der Betreiber erhöhen \r\noder die Erlöse beschränken. So schöpft die Reliability Option schon sehr früh Erlöse ab, es \r\ngibt keine Inflationsindexierung der Kapazitätszahlungen, die Sicherheiten sind bereits nach \r\nZuschlagserteilung zu zahlen, werden nicht verzinst und die Derating-Faktoren sind niedriger \r\nals in anderen Kapazitätsmechanismen. Insbesondere die verpflichtende Bereitstellung von \r\nMomentanreserve und Umstellung auf Wasserstoff erhöhen die Kosten zusätzlich.  \r\nDer BDEW empfiehlt, die zur Berechnung des Höchstpreises getroffenen Annahmen zu veröf\r\nfentlichen und mit der Branche zu diskutieren. \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\n§ 39 ist zu streichen. § 42, Gebotssicherheit, der auf § 39 Bezug nimmt, ist entsprechend \r\nanzupassen. \r\nSofern Höchstpreise beibehalten werden, müssen diese so erhöht werden, dass keine Ge\r\nbote ausgeschlossen werden. Im Sinne des institutionellen Lernens sollte eine Formulie\r\nrung aufgenommen werden, dass bei einer zu geringen Beteiligung in der ersten Auktions\r\nrunde, der Höchstwert für die zweite Auktionsrunde angepasst wird. Eine Anpassung kann \r\nauch für andere Kriterien, etwa eine drohende zu einseitige Verteilung der erfolgreichen \r\nGebote auf wenige Bieter (s.o.) oder eine zu enge räumliche Verteilung der erfolgreichen \r\nStandorte erfolgen. \r\n6.3 Realisierungssicherheit (§ 43)  \r\nDer BDEW begrüßt, dass die Realisierungssicherheit über die Anpassung der Nichtrealisie\r\nrungspönale auf das 1,8-fache für 15-Jahresverträge und auf das 1,3-fache bei 7-Jahresverträ\r\ngen abgesenkt wurde. Der BDEW schlägt vor, diese Pönalen weiter zu reduzieren, um die Risi\r\nkoaufschläge zu reduzieren und die Ausschreibungen auch für kleine Marktakteure attraktiv \r\nzu gestalten. \r\n6.4 Sicherheit für Ausgleichszahlungen und für die Pönale für unvollständige Funktions\r\nnachweise (§ 44)  \r\nNach §§ 41 ff. StromVKG-E müssen Bieter eine Reihe von Sicherheiten leisten, um die Ernst\r\nhaftigkeit des Gebots und dessen Realisierung zu belegen. § 44 StromVKG-E verlangt \r\nSeite 22 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\naußerdem eine Sicherheit für Ausgleichszahlungen nach § 76 Abs. 1 und die Pönale für einen \r\nunvollständigen Funktionsnachweis nach § 80.  \r\nIn § 44 StromVKG-E ist aufzunehmen, dass die Sicherheit auch den Preisspitzenausgleich nach \r\n§ 81 besichert. Dies ergibt sich bisher nur aus der Gesetzesbegründung (S. 153), ist aber noch \r\nausdrücklich in den Wortlaut aufzunehmen. Eine Folgeanpassung muss dann auch in § 41 Abs. \r\n2 Nr. 3 StromVKG-E erfolgen.  \r\nEs ist grundsätzlich nachvollziehbar, dass eine Unterschreitung der bezuschlagten reduzierten \r\nLeistung und die Nichterfüllung der Verfügbarkeitsverpflichtung pönalisiert werden soll. Nach\r\nvollziehbar ist auch, dass eine Sicherheit zu leisten ist, um etwaige Strafzahlungen abzusi\r\nchern. Dabei ist aber sicherzustellen, dass die Sicherheiten in einer angemessenen Höhe zu \r\nleisten sind, die nicht die Umsetzung der Projekte gefährden. Auch im Sinne der Akteursviel\r\nfalt darf das Sicherheiten- und Pönalensystem des StromVKG-E nicht zu prohibitiv ausgestaltet \r\nsein.  \r\nVor diesem Hintergrund fordert der BDEW, dass die Sicherheiten nach § 44 StromVKG-E erst \r\nmit Inbetriebnahme der Anlage zu hinterlegen sind. Der Zeitpunkt für die Stellung der Realisie\r\nrungssicherheit (20 Werktage nach Zuschlag) ist sachgerecht und sollte unverändert beibehal\r\nten werden. Hingegen sollte der Zeitpunkt für die Stellung der Sicherheit für Ausgleichszahlun\r\ngen/Funktionalität auf einen späteren Zeitpunkt vor Start des Verpflichtungszeitraums (z. B. 1. \r\nOktober 2031) verschoben werden. \r\n6.5 Verzinsung von Sicherheiten (§ 46 Abs. 2) \r\nDer BDEW empfiehlt, dass die Sicherungsstelle nach § 41 die hinterlegten Sicherheiten verzin\r\nsen muss. Durch hinterlegte Sicherheiten werden erhebliche finanzielle Mittel gebunden, die \r\nfolglich nicht für andere Investitionen zur Verfügung stehen. Nach dem aktuellen Regelungs\r\nentwurf betrifft dies sehr hohe Beträge. Vor diesem Hintergrund ist zu begrüßen, dass nach § \r\n46 Abs. 2 etwaig erwirtschaftete Zinsen bei Rückgabe der Sicherheiten mit auszuzahlen sind. \r\nSinnvoll wäre aber eine verpflichtende, angemessene Verzinsung dieser Sicherheiten.   \r\nDarüber hinaus schlägt der BDEW vor, dass Bürgschaften nicht nur von Kreditinstituten er\r\nlaubt sind, sondern jegliche Bürgschaft akzeptiert wird. \r\n7 Abschnitt 7 Zuschlag \r\n7.1 Zuschlagsverfahren (§ 48):  \r\nDas in § 48 StromVKG-E angelegte Verfahren „Pay-as-Bid“ hält der BDEW nicht für zielführend. \r\nEs hat den Nachteil, dass die Marktteilnehmer ihre Gebote auf Basis des erwarteten \r\nSeite 23 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nZuschlagswertes strategisch anpassen. Dies kann zu ineffizienten Auktionsergebnissen führen \r\nund erschwert insbesondere kleineren Marktakteuren die Gebotsabgabe.  \r\nPay-as-bid provoziert strategisches Bieterverhalten. Wenn sich die Bieter dabei verschätzen, \r\nkönnen Anlagen mit höherem „Missing-money“ ggf. sogar die Auktion gewinnen, was das Auk\r\ntionsergebnis ineffizient machen würde. Es ist davon auszugehen, dass die Ineffizienzen bei \r\nPay-as-Bid die angestrebten Kosteneinsparungen gegenüber Pay-as-Cleared erheblich über\r\nsteigen könnten und zu deutlichen Mehrkosten führen könnten. \r\nZudem ist nach den CISAF Leitlinien Pay-as-Cleared vorgeschrieben. Abweichungen von CISAF \r\nkönnten die Genehmigung in Brüssel weiter verzögern.  \r\nDer BDEW betont, dass das Pay-as-Cleared-Verfahren, welches in CISAF vorgegeben wird, zu \r\neffizienten Marktergebnissen führt, anhand derer das Auktionsdesign kontinuierlich verbes\r\nsert werden kann. Die Sorge, dass bezuschlagte Anlagen übermäßige Gewinne erzielen, wird \r\ndurch die Reliability Option adressiert. \r\n§ 48 ist außerdem um eine angemessen kurze Frist zu ergänzen, binnen derer die BNetzA die \r\nZuschläge zu prüfen und zu erteilen hat. Dies ist für die Planung der Bieter, aber auch für die \r\nBereitstellung der Sicherheiten von großer Bedeutung.  \r\n7.2 Südbonus (§ 48):  \r\nWie in den bisher eingebrachten Stellungnahmen deutlich gemacht, begrüßt der BDEW grund\r\nsätzlich die geforderte Einführung einer Komponente zur regionalen Steuerung im Strom-VKG \r\n(sog. „Südbonus“). Der BDEW begrüßt ebenfalls, dass unnötige Komplexität bei der Ausgestal\r\ntung der 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 Netz- und Systemsicht die regionale Steuerung an den von den \r\nÜNB identifizierten regionalen Bedarfen für gesicherte Erzeugungsleistung orientieren (zwei \r\nDrittel im netztechnischen Süden, ein Drittel im netztechnischen Norden).  \r\nMit Blick auf die Netzsicherheit und -stabilität werden aber auch wasserstofffähige Gaskraft\r\nwerke im Norden und Osten Deutschlands errichtet bzw. bestehende Gaskraftwerke moderni\r\nsiert werden müssen. Deren Förderung wäre durch die vorgeschlagene Komponente zur regio\r\nnalen Steuerung deutlich erschwert. Es besteht das Risiko, dass erforderliche Kraftwerkskapa\r\nzitäten in diesen Teilen Deutschlands ohne eine entsprechende Förderung nicht errichtet wer\r\nden. Die Ungleichbehandlung der Regionen des netztechnischen Südens und des netztechni\r\nschen Nordens muss daher systemtechnisch gerechtfertigt sein. \r\nSeite 24 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\n7.3 Ausschluss von Geboten (§ 49 Abs. 4):  \r\nIn Absatz 4 bedarf es einer Klarstellung. Nach Absatz 4 kann die Bundesnetzagentur ein Gebot \r\nvom Zuschlagsverfahren ausschließen, wenn an dem gebotsgegenständlichen Standort bereits \r\neine Anlage in Betrieb genommen worden ist, die eine Förderung z.B. nach EEG oder KWKG \r\nerhält. Die Vorschrift berücksichtigt nicht, dass an den Ausschreibungen auch Anlagen teilneh\r\nmen dürfen, die am Standort neben einer bestehenden Anlage errichtet werden (§ 12 Abs. 3 \r\nNr. 1b) bb). Bei den bestehenden Anlagen kann es sich um KWK-Anlagen handeln, die mit Gas \r\nbetrieben werden, und eine Förderung nach KWKG erhalten. Ohne eine Klarstellung würden \r\nentsprechende Gebote nach § 49 Abs. 4 potenziell ausgeschlossen werden. Darüber hinaus \r\nsollte generell klargestellt werden, dass bestehende Anlagen an einem Standort nicht automa\r\ntisch zum Ausschluss neuer zusätzlicher Kapazitäten führen, sofern durch die neue Anlage zu\r\nsätzliche gesicherte Leistung geschaffen wird. Dies gilt insbesondere für Mischstandorte sowie \r\nStandorte mit Reserveanlagen, deren Rückkehr in den Markt rechtlich ausgeschlossen oder \r\nfaktisch nicht vorgesehen ist. \r\n7.4 Bekanntgabe der Zuschläge (§ 51) \r\nFür Projektfinanzierung, Lieferketten, Netzanschlussplanung und Sicherheiten ist eine verbind\r\nliche Frist für die Zuschlagsbekanntgabe erforderlich. § 53 sollte um eine klare Entscheidungs- \r\nund Bekanntgabefrist ab Gebotstermin ergänzt werden. \r\n7.5 Übertragung der Kapazitätsverpflichtung (§ 58) \r\nDie gesicherte Entwicklung eines Kraftwerks erfordert, Finanzierungsmöglichkeiten zu schaf\r\nfen, die auch dritte Parteien an den Investitionen beteiligen. Hierzu bedarf es sowohl in zeitli\r\ncher als auch in gestalterischer Hinsicht einer weitergehenden Flexibilität bei der Übertragung \r\nder Kapazitätsverpflichtung. In der Praxis dürfte in der Regel nicht die Kapazität selbst übertra\r\ngen werden, sondern Geschäftsanteile einer die Kapazität haltenden Personen- oder Kapital\r\ngesellschaft. Hier bedürfte es einer Klarstellung, dass solche Übertragungen keine Teilkapazi\r\ntätsübertragung im Sinne des § 58 Abs. 1 Nr. 1 darstellen und im Übrigen im Rahmen der Best\r\nimmungen des § 59 zulässig sind. Solche mittelbaren Kapazitätsübertragungen sollten sich an \r\nüblichen gesellschaftsrechtlichen Vorgängen orientieren und die finanzielle Flexibilität der Be\r\ntreiber bei der Sicherstellung einer Realisierung unterstützen. Daher sollten gesellschafts\r\nrechtliche Vorgänge, die keine Verfügungen über die Kapazitätsverpflichtung zum Gegenstand \r\nhaben, jederzeit frei möglich sein, ohne dass die Voraussetzungen an den neuen (Mit-)Gesell\r\nschafter nach § 59 berührt sind. \r\nSeite 25 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\n7.6 Sekundärmarkt (§ 58 ff.) \r\nDer Sekundärmarkt in § 58 ff. ist stark eingeschränkt, da eine Übertragung nur für die gesamte \r\nRestlaufzeit des Vertrages möglich ist. Die Vorlaufzeit beträgt mindestens zwei Monate. Die \r\nLiquidität dieses Sekundärmarktes wird daher deutlich reduziert sein.  \r\nDer BDEW diskutiert in seinem Papier zu den CISAF Kriterien, welche Vorteile ein Sekundär\r\nmarkt zur Risikoabsicherung mit sich bringt und macht konkrete Vorschläge zur Ausgestaltung \r\ndes Sekundärhandels. Wie in den BDEW-Positionen zu Abschnitt 9 erläutert, können u.a. Revi\r\nsionen, Umstellungszeiträume auf bspw. Wasserstoff im Sekundärhandel besser abgesichert \r\nwerden und eine europäische Harmonisierung der Kapazitätsmärkte erreicht werden. \r\n› \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\nDer BDEW schlägt einen organisierten Sekundärmarkt vor, auf dem Kapazitätsverpflichtungen \r\ngehandelt werden können. Dieser Markt, auf dem die Verpflichtungen gehandelt werden kön\r\nnen, soll von den ÜNB oder anderen geeigneten Akteuren, wie z.B. Börsen, ausgestaltet und \r\nbetrieben werden. Der Handel soll so ausgestaltet sein, dass er die Liquidität im Sekundär\r\nmarkt maximiert. Falls zu Beginn des Kapazitätsmarktes noch keine eigene Handelsplattform \r\nvorhanden ist und vorläufig nur OTC-Handel möglich ist, sollte dieser zur Verringerung der \r\nKomplexität auf ein einfach zu prüfendes Produkt beschränkt werden, z.b. auf End-of-season \r\noder End-of-month Produkte. \r\nRegulatorisch vorgegeben werden sollen:  \r\n Gate Closure: Begrenzt ist der Handel der Verpflichtung für den Folgetag auf 11 \r\nUhr des Vortages, also vor Schließung des Day-Ahead Marktes, damit die Marktin\r\nformation einer Knappheit geringer in die Preisbildung eingreift. Ein ex-post Han\r\ndel nach dem Stressevent ist daher nicht möglich.  \r\n Zulassung: Darüber hinaus sind alle für den Kapazitätsmarkt zugelassenen und – \r\nje nach Ausgestaltung – präqualifizierten oder bezuschlagten Kapazitäten berech\r\ntigt am Sekundärmarkt teilzunehmen. Es sollten zusätzliche PQ-Anforderungen \r\nfür die Teilnahme am Sekundärmarkt definiert werden, um zusätzliche Kapazitä\r\nten, welche kurzzeitiger gesicherte Leistung anbieten können, die Teilnahme zu \r\nermöglichen.  \r\n Register: Es muss dem Systemverantwortlichen zu jedem Zeitpunkt bekannt sein, \r\nwer welche Kapazitäten im Knappheitsfall erbringen muss. \r\nSeite 26 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\n8 Abschnitt 8 Abschließende Präqualifizierung, Nichtrealisierungspönale \r\nZu begrüßen ist, dass die Höhe der zu zahlenden Nichtrealisierungspönale in § 64 im Vergleich \r\nzum Referentenentwurf abgesenkt wurde. Der BDEW schlägt vor, diese Pönale weiter zu redu\r\nzieren, um die Risikoaufschläge zu reduzieren und die Ausschreibungen auch für kleine Markt\r\nakteure attraktiv zu gestalten. \r\nMit Blick auf die bereits eingetretenen Verfahrensverzögerungen ist das Pönalenregime aber \r\nweiterhin unausgewogen. Insbesondere kann die Pönale für die Nicht-Realisierung in Kombi\r\nnation mit dem aktuellen Design der Nicht-Verfügbarkeits- und Testabrufe bis zum Dreifachen \r\nder Kapazitätszahlung führen, wenn es im Bau zu Verzögerungen um nur ein Jahr kommt. Der \r\nZuschlag erlischt nach § 53 erst, wenn die Anlage nach 3 Jahren nicht in Betrieb geht und kein \r\nAntrag auf Präqualifikation gestellt werden kann. Daher sollte die anteilige Zahlung der Nicht\r\nrealisierungspönale auf den Zeitraum bis zum Erlöschen des Zuschlags nach § 53 verteilt wer\r\nden. Diese Maximalpönalenhöhe führt zu Risikoaufschlägen in den Geboten und muss ent\r\nsprechend in den Höchstpreisen berücksichtigt werden. \r\n8.1 Angaben und Nachweise in Verbindung mit Entscheidung über den Abschluss der \r\nPräqualifizierung (§ 63) \r\nBei den in § 63 Abs. 2 zum Abschluss der Präqualifizierung geforderten vollständigen viertel\r\nstündlichen Lastgangdaten für den Zeitraum der ersten drei Monate nach Inbetriebnahme \r\nbleibt unklar, ob für diesen Zeitraum ein durchgehender Betrieb der Anlage verlangt wird oder \r\nzeitweilige Nichtverfügbarkeiten bzw. marktbedingter Nichtbetrieb akzeptiert werden. Insbe\r\nsondere nach der Inbetriebnahme ist die Verfügbarkeit von Kraftwerksanlagen aufgrund von \r\nRestarbeiten der Lieferanten, weiteren Optimierungsmaßnahmen und Frühausfällen von Kom\r\nponenten reduziert (sog. Badewannenkurve). Aufgrund des Markteinsatzes ist ein ununterbro\r\nchener Betrieb zudem sehr unwahrscheinlich.  \r\nAuch lässt sich die installierte Leistung der Anlage (siehe § 30 Abs. 1 Nr. 5) anhand der Last\r\ngangdaten nicht ermitteln, da sich z. B. jahreszeitliche Schwankungen der Umweltbedingun\r\ngen (Lufttemperatur oder Kühlwassertemperatur) deutlich auf die Leistung von Gaskraftwer\r\nken, insbesondere Gasturbinen, auswirken.  \r\n8.2 Nichtrealisierungspönale (§ 64)  \r\nEs ist positiv, dass die Höhe der zu zahlenden Nichtrealisierungspönale in § 64 abgesenkt, und \r\ndie Fristüberschreitung auf 14 Monate ausgeweitet wurde. Das Pönalenregime bleibt aber \r\nweiterhin unausgewogen und droht in derartiger Ausgestaltung prohibitiv zu wirken. Eine \r\nNichtrealisierungspönale muss verhältnismäßig und sachgerecht sein, da der Kapazitätsver\r\npflichtete bereits durch die sehr ehrgeizige Frist für die Inbetriebnahme seiner Anlage bis zum \r\nSeite 27 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\n1. November 2031 unter einem großen Realisierungsdruck steht. Problematisch ist, dass § 64 \r\nbei einer Fristverfehlung nicht zwischen vom Betreiber beeinflussbaren und unbeeinflussba\r\nren Faktoren (z.B. Brennstoffverfügbarkeit, Lieferschwierigkeiten) unterschei\r\ndet. Dadurch werden Risiken auf die Betreiber bzw. Kapazitätsverpflichteten abgewälzt und \r\npönalisiert, die diese nur begrenzt steuern können. In der Folge wird der Betreiber durch die \r\nin § 64 definierte Strafzahlung unverhältnismäßig stark belastet. Aus diesem Grund fordert der \r\nBDEW, dass die Nichtrealisierungspönale erst ein halbes Jahr später fällig wird, und dass ein \r\nZeitverzug, den der Kapazitätsverpflichtete nicht zu vertreten hat, nicht mit Strafzahlungen \r\nbelegt wird (vgl. hierzu auch zu § 8).  \r\nDer BDEW weist darauf hin, dass höhere Gewalt als Grund gegen das Wirksamwerden der \r\nNichtrealisierungspönale bisher nicht in § 64 erwähnt wird. Dies bringt erhebliche Unsicher\r\nheiten für Kraftwerksbetreiber mit sich. Da die Lieferanten der Anlagentechnik in den Liefer\r\nverträgen im Allgemeinen von Verzug infolge höherer Gewalt freigestellt werden, können be\r\nzuschlagte Unternehmen dieses Risiko nicht an die Lieferanten weitergeben. Bei höherer Ge\r\nwalt müssten sie die Anlagen nach Fertigstellung in den Leistungsumfang der Auftragnehmer \r\nübernehmen, hätten aber die Pönale zu tragen und die Förderung im Rahmen des StromVKG\r\nE verwirkt. Die Nichtrealisierungspönale sollte daher nur dann zu leisten sein, wenn das bezu\r\nschlagte Unternehmen den Verzug zu vertreten hat und der Verzug keine Folge höherer Ge\r\nwalt ist. Der Begriff „höhere Gewalt“ ist entsprechend in die Begriffsbestimmungen in § 2 \r\nStromVKG-E aufzunehmen. \r\nDarüber hinaus sollte es eine verpflichtende Information zu möglichen Verzögerungen bei \r\nNeubaukraftwerken geben. Insbesondere sollten die Betreiber zu einem fest definierten Zeit\r\npunkt (zur T-2 Auktion) ein Update geben müssen, ob der ursprünglich geplante Inbetrieb\r\nnahme-Termin gehalten werden kann. Auf Basis dieser Informationen könnten rechtzeitig feh\r\nlende Volumina nachbeschafft werden bzw. in T-2 berücksichtigt werden, falls absehbar ist, \r\ndass bestimmte Anlagen zum Lieferzeitpunkt nicht bzw. erst deutlich danach zur Verfügung \r\nstehen.   \r\nDiese Meldepflicht sollte bestenfalls mit einem Anreizinstrument verknüpft werden: Werden \r\nVerzögerungen frühzeitig und realistisch gemeldet, könnte dies zu einer Reduzierung der \r\nNichtrealisierungspönale führen.  \r\n9 Abschnitt 9 Verfügbarkeitsverpflichtung, Überprüfung, Funktionsnachweis, Dekar\r\nbonisierung \r\nÜbergeordnet betont der BDEW, dass in europäischen Kapazitätsmärkten der Sekundärhandel \r\nein erprobtes Instrument ist, welches Marktteilnehmer kennen und angesichts der schnellen \r\nSeite 28 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nAusschreibung gut einschätzen und im Gebot berücksichtigen können. Neben der im Gesetz \r\nvorgeschlagenen Systematik zur Pönalisierung der Nicht-Verfügbarkeit, welche in der kurzen \r\nKonsultationsfrist nicht umfassend bewertet werden kann, sollte auch auf den im europäi\r\nschen Kontext erprobten Sekundärmarkt gesetzt werden, um eine begrenzte Weitergabe von \r\nKapazitätsverpflichtungen zu ermöglichen. Dies trägt auch zur Harmonisierung europäischer \r\nKapazitätsmärkte bei.  \r\n9.1 §§ 65 ff. Verfügbarkeitsverpflichtung, Verfügbarkeitsindikator & Abrechnungsperiode, \r\nHochpreisviertelstunde. \r\nAus Sicht des BDEW schränkt die derzeitige Regelung den Betrieb bestimmter Anlagen leicht \r\nein. Die Hochpreisviertelstunden werden bis 14 Uhr bekannt gegeben und damit erst nach \r\nSchließung der Day-Ahead-Auktionen. Anlagen, die bis dahin nicht vermarktet sind, bleibt \r\ndann lediglich die kurzfristige Teilnahme am Intraday-Markt. Dies kann zu Verzerrungen im In\r\ntradaymarkt führen.  \r\nIn Hochpreisphasen wird die finale Stromerzeugung gemessen und ins Verhältnis zur Vertrags\r\nmenge gesetzt. Damit ist der Day-Ahead-Preis ein wesentlicher Treiber für einen Dispatch. Al\r\nlerdings kann es am Intraday teilweise auch erheblich Preisabweichungen nach unten geben. \r\nDiese Marktverzerrungen sind zu berücksichtigen. \r\nDarüber hinaus bewertet der BDEW es kritisch, dass lediglich die physische Erfüllung als Ver\r\nfügbarkeit gewertet wird. Sofern möglich, sollte die Verfügbarkeit CISAF-konform gewertet \r\nwerden.   \r\n9.2 Abrechnungsperiode, Hochpreisviertelstunde, Abrechnungsmechanismus (§ 66 ff.) \r\nPositiv ist, dass im Vorjahr angemeldete Revisionen in § 67 des Regierungsentwurfs als ver\r\npflichtungsfreie Nichtverfügbarkeit anerkannt werden.  \r\nUnklar ist nach §§ 66 ff. zunächst, wie mit der Verfügbarkeitsverpflichtung während des Um\r\nstiegs auf Wasserstoff umgegangen wird, der mehrere Monate dauern kann. Bei Einführung \r\neines Sekundärmarktes könnte für diesen Zeitraum die Verpflichtung übertragen werden.  \r\nAnlage 7 lässt im Übrigen offen, wie der Ausübungspreis sowie das Preisniveau für die Ab\r\nschöpfung für bereits auf Wasserstoff umgestellte geförderte Kraftwerke ermittelt wird. Zum \r\njetzigen Zeitpunkt ist noch offen, wie Anlagen in den Ausschreibungen für den vorzeitigen Um\r\nstieg auf Wasserstoff gefördert werden. Betreiber, die ihre Anlage ggf. auch ohne Förderung \r\nvorzeitig Wasserstoff umstellen, brauchen zwingend Planungssicherheit über den Abschöp\r\nfungsmechanismus im Wasserstoffbetrieb. Vor diesem Hintergrund ist sicherzustellen, dass \r\nfrühzeitig auf Wasserstoff umgestellte Anlagen bei einem Nichteinsatz aufgrund der \r\nSeite 29 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nAuswirkung eines hohen H2-Preises auf die Merit-Order nicht für die sich daraus ergeben\r\nden Verfügbarkeitsfehlmengen bestraft werden.  \r\nInsgesamt ist es schwierig, den Vorschlag in der kurzen Konsultationszeit abschließend zu be\r\nwerten. Das Modell ist bisher unerprobt. Der damit angestrebte Anreiz, Nichtverfügbarkeiten \r\nzu minimieren, marktrational zu planen und Anlagen marktrational einzusetzen, existiert be\r\nreits, sodass daraus keine Verzerrungen im Großhandelsmarkt folgen dürften. Allerdings \r\nergibt sich für alle Bieter ein Risiko mit Blick auf die konkreten Auswirkungen des Vorschlags, \r\ndas im Vorfeld kaum quantifizierbar ist und gegen das man sich auch nicht komplett absichern \r\nkann, was also in die Gebotsbepreisung einfließen wird.  \r\n9.3 Indikativgebote (§ 71) \r\nDie Indikativgebote sollen eine Teilnahme am Sekundärmarkt von nicht-bezuschlagten, aber \r\npräqualifizierten Bietern abbilden. Dies ist nur attraktiv in Situationen gesamtheitlicher Knapp\r\nheit, weshalb der Sekundärmarkt für diese Bieter höhere Anreize schafft, ihre Verfügbarkeit \r\nanzubieten. Vorab lässt sich kaum abschätzen, ob es wirtschaftlich interessant ist, Kapazitäten \r\nauf diesem Wege anzubieten.  \r\n9.4 Dekarbonisierung (§ 73) \r\nEs ist grundsätzlich positiv, dass es Kapazitätsverpflichteten überlassen bleibt, wie sie die ge\r\nbotsgegenständliche Anlage klimaneutral betreiben werden. Der im Vergleich zum Referen\r\ntenentwurf vorgenommene Verweis auf § 3 Abs. 2 Klimaschutzgesetz und die Vorgabe, „ab \r\ndem Jahr 2045“ die gebotsgegenständliche Anlage klimaneutral zu betreiben, ist jedoch unge\r\nnau. Es wird dadurch nicht hinreichend klar, ob die Anlage zum 1. Januar 2045 klimaneutral zu \r\nbetreiben ist oder erst im Laufe des Jahres 2045 bis spätestens zum 31. Dezember 2045. \r\nKlarzustellen ist außerdem, welche Rechtsfolge eintritt, wenn die Dekarbonisierungsanforde\r\nrung nicht (rechtzeitig) erfüllt werden können; dies geht aus dem Gesetzestext und der Be\r\ngründung nicht eindeutig hervor. Vorgaben, die nicht in der Entscheidungshoheit der Anlagen\r\nbetreiber liegen, wie bspw. die Verfügbarkeit und der Netzanschluss an das Wasserstoffkern- \r\nbzw. -verteilnetz oder die Verfügbarkeit von Wasserstoff grundsätzlich, können nicht zu Las\r\nten der Anlagenbetreiber ausgelegt werden. \r\nOhne rechtzeitig verfügbare Infrastruktur ist eine Dekarbonisierung praktisch nicht umsetzbar. \r\nDas betrifft insbesondere den Ausbau von H₂- und CO₂-Netzen sowie Speichern, aber auch die \r\nregulatorische Klarheit, inwieweit CDRs als Dekarbonisierungsoption anerkannt werden kön\r\nnen. \r\nSeite 30 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nHier bedarf es einer Klarstellung, jedenfalls in der Gesetzesbegründung, damit die Bietenden \r\nihre Angebote entsprechend kalkulieren können. \r\n9.5 Beginn des Messzeitraums und Kapazitätsvergütung (§§ 74 ff.) \r\nDer BDEW empfiehlt, die frühzeitige Inbetriebnahme von Anlagen anzureizen. Nach dem Re\r\ngierungsentwurf entsteht der Anspruch auf Zahlung erst ab Beginn des Verpflichtungszeit\r\nraums am 1. November 2031. Zur Optimierung der Projektwirtschaftlichkeit würden alle er\r\nfolgreichen Bieter (beider T-5-Auktionsrunden) versuchen, ihre Projekte erst möglichst knapp \r\nvor Beginn des Verpflichtungszeitraums in den kommerziellen Betrieb zu bringen. Um die mit \r\ndieser Ballung verbundenen Risiken zu vermindern, bietet sich eine additive Zahlung für den \r\nZeitraum zwischen kommerzieller Inbetriebnahme und Beginn der ersten Verpflichtungsperi\r\node an. Alternativ kann ein Bonus entsprechend dem Pönalemechanismus in § 6 eingeführt \r\nwerden. Hierdurch könnte ein zeitlich versetzter Hochlauf der Neukapazitäten erreicht wer\r\nden. \r\nDer Regierungsentwurf sieht vor, dass die Kapazitätsvergütung 60 Werktage nach Beendigung \r\neines Verpflichtungsjahres fällig und zahlbar ist (das erste Verpflichtungsjahr endet am 31. Ok\r\ntober 2032). Betreiber, die im Vertrauen auf die lange angekündigte Kraftwerksstrategie Pro\r\njekte zur Errichtung von zusätzlicher gesicherter Leistung entwickelt haben, werden durch \r\ndiese Regelung benachteiligt, falls die entwickelten Projekte auch bereits vor 2031 in Betrieb \r\ngehen können. Der Mehrwert einer vorzeitigen Bereitstellung würde damit nicht abgebildet. \r\nSinnvoll wäre es, die Kapazitätsprämie aus dem 15-jährigen Kapazitätsvertrag bereits mit Inbe\r\ntriebnahme der Anlage auszuzahlen, anstatt erst nach Ablauf des ersten Verpflichtungsjahres. \r\n› \r\nBDEW-Vorschlag:  \r\n§ 74 ist um einen Absatz 3, wie folgt zu ergänzen:  \r\n„Abweichend von Absatz 2 erfolgt die Kapazitätszahlung bei Inbetriebnahme vor 2031 ab \r\nInbetriebnahme der Anlage. Die Dauer des Verpflichtungszeitraums bleibt davon unbe\r\nrührt.“ \r\nAußerdem ist ein klarstellender Bezug zu § 52 StromVKG-E jedenfalls für die Ausschreibungen \r\nfür Langzeitkapazitäten herzustellen. Nach § 52 Abs. 2 entsteht der Zahlungsanspruch erst, \r\nwenn eine Entscheidung über den Abschluss der vorläufigen Präqualifizierung nach Abschnitt \r\n8 erfolgt ist. Dies wird nicht immer mit dem Beginn des Verpflichtungszeitraums übereinstim\r\nmen und bedarf daher einer Klarstellung. Zudem sollte jedenfalls in der Gesetzesbegründung \r\nerläutert werden, dass der Anspruch auf Kapazitätsvergütung nicht vollständig für das erste \r\nJahr erlischt, wenn der Antrag auf Präqualifizierung erst ein paar Monate nach dem 31. \r\nSeite 31 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nOktober 2031 gestellt werden kann (etwa, weil die Anlage erst später in Betrieb genommen \r\nwird). Der Anspruch entsteht dann erst mit Entscheidung über die Präqualifizierung.  \r\n10 Abschnitt 10 Zahlungsansprüche und Zahlungsverpflichtungen \r\n10.1 Preisspitzenausgleich (§ 81): \r\nZu begrüßen ist, dass in § 81 Abs. 2 ein Bezug zum AgNes-Prozess hergestellt wird.  \r\nAllerdings ist das Preisniveau für die Abschöpfung nach § 81 StromVKG-E im internationalen \r\nVergleich sehr niedrig. Der BDEW empfiehlt den Preisspitzenausgleich und die Verfügbarkeits\r\nverpflichtung auf einen ähnlichen Preisschwellenwert wie in anderen Kapazitätsmärkten fest\r\nzulegen, um Komplexität zu vermeiden. Eine höhere Preisschwelle für die Rückzahlungen kann \r\ndie Kosten für Gebote reduzieren. \r\nDer BDEW merkt aber an, dass bei Speichern zu berücksichtigen ist, dass diese ihre Erlöse \r\nnicht über das allgemeine Preisniveau realisieren, sondern durch die Preisdifferenzen am \r\nStromgroßhandel. Eine Abschöpfung auf Basis des Strompreisniveaus ist daher in diesen Fällen \r\nübermäßig komplex. Der BDEW befürwortet die Einführung einer Reliability Option (RO). Um \r\nzusätzliche Komplexität zu vermeiden, kann die RO-Preisschwelle auf der Höhe der Verfügbar\r\nkeitspreisschwelle angesetzt werden. Wie in anderen Kapazitätsmärkten üblich, sollten Last\r\nflexibilitäten aus der Rückzahlungsverpflichtung ausgenommen werden, um Komplexität zu \r\nvermeiden. Gleiches gilt für Speicher, die bei der Ausgestaltung der RO gesondert betrachtet \r\nwerden oder ausgenommen werden müssen. \r\nAußerdem sollte der Preisspitzenausgleich neben dem Brennstoff Erdgas den zukünftigen un\r\ngeförderten Umstieg auf Wasserstoff berücksichtigen. Zudem empfiehlt der BDEW eine sach\r\ngerechte Inflationsindexierung der Gebote über den Verpflichtungszeitraum einzuführen. \r\nWenn der Preisspitzenausgleich im Gegensatz zu vergleichbaren Regelungen im EEG auch zu \r\nzahlen ist, wenn man nicht verfügbar ist, führt dies zu einer Erhöhung der Gebote. \r\nWichtig ist, dass der Preisspitzenausgleich rechtssicher ausgestaltet wird. Das gilt insbeson\r\ndere für Zeiten, in denen die Anlage selber nicht produziert. Der vom BDEW geforderte Sekun\r\ndärmarkt ermöglicht es, in Zeiten von Nicht-Verfügbarkeiten die Verfügbarkeitsverpflichtung \r\nzu handeln und somit das Risiko der Zahlung des Ausgleichs bei Nicht-Verfügbarkeit zu redu\r\nzieren.  \r\n11 Abschnitt 12 Festlegungskompetenzen, Verordnungsermächtigungen \r\nDie Komplexität des Referentenentwurfs ergibt sich auch daraus, dass die Anforderungen an \r\ndie T-5-Ausschreibungen abschließend im Gesetz geregelt werden und keine weitere \r\nSeite 32 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nFestlegung der BNetzA oder Verordnung vor den Ausschreibungsterminen vorgesehen sind. \r\nDies ist ausnahmsweise positiv zu bewerten, da die Ausschreibungen noch in diesem Jahr be\r\nginnen müssen, um Anlagen rechtzeitig in 2031 in Betrieb nehmen zu können. Es bleibt keine \r\nZeit mehr für ein Festlegungsverfahren der BNetzA nach Abschluss des Gesetzgebungsverfah\r\nrens.  \r\nDeswegen hält der BDEW es für zielführend und hilfreich, wenn das BMWE oder die BNetzA \r\nAnwendungshilfen und -hinweise zur Durchführung der Ausschreibungen und zur Vorlage er\r\nforderlicher Nachweise zur Verfügung stellt, und die ÜNB Standardregelungen bezüglich Ab\r\nrechnungs- und Monitoringprozessen erstellen dürfen.  \r\n12 Anlage 3 (zu § 23 Absatz 1) Methodik zur Ermittlung der Reduktionsfaktoren und \r\nTechnologieklassen für die Ausschreibungen für Erzeugungskapazitäten und Kapa\r\nzitäten \r\nIn Randnummer 3 werden die verschiedenen Technologieklassen benannt, für die in Anlage 4 \r\n(zu § 23 Absatz 2) die Reduktionsfaktoren für die Ausschreibungen für Langzeitkapazitäten de\r\nfiniert werden. Für die Gebotsabgabe muss den Marktteilnehmern der für ihre Anlage maß\r\ngebliche Reduktionsfaktor bei ihrer Gebotskalkulation rechtssicher bekannt sein.  \r\nDie Zuordnung von Stromerzeugungsanlagen zu den verschiedenen Technologieklassen muss \r\nkonkretisiert werden, um eine eindeutige Zuordnung für die Gebotskalkulation vornehmen zu \r\nkönnen: \r\n Anlagen mit dem Abfallbrennstoff „Klärschlamm“ werden gemäß Gesetzesbegründung \r\nder Technologieklasse „sonstige steuerbare Stromerzeugungsanlagen“ zugeordnet, ob\r\nwohl es sich sowohl um Biomasse als auch Abfall handeln kann. \r\n Die Zuordnung der gasförmigen Biobrennstoffe (Biogas, Biomethan, Klärgas, Deponie\r\ngas) ist unklar, da diese je nach Anlagentechnologie und Herkunft der eingesetzten Bio\r\nmasse zu verschiedenen Technologieklassen mit unterschiedlichen Reduktionsfaktoren \r\nzugeordnet werden können. \r\nDer BDEW schlägt vor, die Technologieklassen für steuerbare Stromerzeugungsanlagen in den \r\nAnlagen 3 und 4 wie folgt zu fassen: \r\nTechnologieklasse \r\nErläuterung  \r\nGas- und Dampfturbinenkraftwerk \r\nAlle Arten von gasförmigen Brennstoffen \r\nGasturbinen, Gasmotoren und sonstige \r\nGaskraftwerke \r\nAlle Arten von gasförmigen Brennstoffen \r\nSeite 33 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nAnlagen zur Stromerzeugung aus fester \r\noder flüssiger Biomasse \r\nAus anerkannter Biomasse im Sinne der Bio\r\nmasseverordnung \r\nAnlagen zur Stromerzeugung aus festem \r\noder flüssigem Abfall \r\nSonstige steuerbare Stromerzeugungsan\r\nlagen \r\nAus Abfällen und Reststoffen, mit Aus\r\nnahme von land- und forstwirtschaftlichen \r\nReststoffen und Reststoffen aus der Aqua\r\nkultur und Fischerei \r\nNicht in den vorangegangen Technologie\r\nklassen genannte steuerbare Stromerzeu\r\ngungsanlagen \r\nSpeichertechnologien werden ausschließlich bis zu einer Höchsterbringungsdauer von 12 \r\nStunden differenziert. Somit werden Speicher mit deutlich längerer Leistungsbereitstellungs\r\ndauer – bis hin zu mehrtägiger Verfügbarkeit – nicht gesondert berücksichtigt und faktisch wie \r\nKurzzeitspeicher behandelt. \r\nEs existiert auch keine Definition, inwiefern Pumpspeicher von Speicherwasseranlagen unter\r\nschieden werden. Hierbei ist zu beachten, dass in Deutschland auch Pumpspeicheranlagen mit \r\nsehr großen Oberbecken existieren, die neben dem Zweck der Aufnahme des gepumpten \r\nWassers auch noch als Mehrtages- oder Saisonspeicher dienen. Es muss somit damit gerech\r\nnet werden, dass auch diese Speicher mit extrem großen Oberbecken nur aufgrund der Exis\r\ntenz vergleichsweise schwacher Pumpen womöglich als Pumpspeicher klassifiziert werden \r\nund damit auf den deutlich niedrigeren Reduktionsfaktor für Pumpspeicher mit 12 Stunden \r\nHöchsterbringungsdauer festgelegt werden. Derartige große Speicher sind aber insbesondere \r\nin Dunkelflauten besonders wichtig zur Sicherung der Systemstabilität.  \r\nDeshalb wird empfohlen, alle Pumpspeicher mit einer Höchsterbringungsdauer über 12 Stun\r\nden in der Technologieklasse „Speicherwasser“ einzustufen. \r\n13 Zu Anlage 7  \r\nDie Preisformel beinhaltet für die variablen Kosten einen fixen Vergütungsblock. Dies führt im \r\nErgebnis dazu, dass die Wirtschaftlichkeit des Ausübungspreises stark von der Dauer des je\r\nweiligen Betriebs abhängt. Je länger die Betriebsdauer am Stück ist, desto geringer fallen die \r\nStartkosten ins Gewicht. Umgekehrt werden viele Starts monetär pönalisiert. \r\nSeite 34 von 35 \r\nwww.bdew.de \r\nBDEW-Stellungnahme zum Entwurf eines Gesetzes zur Sicherung der Versorgungssicherheit Strom und zur Bereitstel\r\nlung neuer Kapazitäten (StromVKG) \r\nSeite 35 von 35 \r\nwww.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"},{"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 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":"2026-06-02"}]}]},"contracts":{"contractsPresent":false,"contractsCount":0,"contracts":[]},"codeOfConduct":{"ownCodeOfConduct":false}}